Файл: Филиал ргу нефти.docx

Рисунок 1. Совмещенный график давлений

4.Осложнения при бурении скважин.
4.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА

Стратиграфическое подразделения	Интервал, м		Имеется ли потеря циркуляции, (да, нет)	Условия возникновения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
Верхний мел	5	460	нет	Превышение плотности бурового раствора и гидродинамического давления при проведении технологических операций сверх градиента поглощения, а также при вскрытии трещиноватых зон. Увеличение скорости спуска бурильных и обсадных колонн. Естественная проницаемость пластов, обусловленная трещино-ватостью, кавернозностью и разуплотненностью пород.
Нижний мел	460	1620	нет
Юрские отложения	1620	3500	нет

4.2 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

стратиграфическое подразделение	Интервал, м		Интервал проработки для восстановления скважины
	от (верх)	до (низ)	скорость, м/ч		Условия возникновения (технологические, технические, химические)
Верхний мел	5	460	15-25		Несоответствие типа и параметров бурового раствора требованиям регламента на промывочные жидкости, недолив скважины, несоответствие скорости выполнения СПО требованиям технических, технологических правил, а также требованиям РД. Длительные простои при открытом стволе скважины
Нижний мел	460	1620	15-25
Верхняя юра	1620	2140	15-25
Средняя юра	2140	3240	15-25
Нижняя юра	3240	3500	15-25

---

4.3 ГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, газ, нефть)	Плотность пластового флюида при проявлении, г/см3 (для газа – относительная плотность по воздуху)	Условия возникновения пластового проявления
от (верх)	до (низ)
1620	2140	газ/вода	(0,65)/1,07	Несоответствие параметров бурового раствора требованиям регламента и технико-технологических правил, несвоевременный долив скважины, снижение противодавления на пласт во время проведения технологических операций при бурении скважины
2140	3240	газ/вода	(0,65)/1,07
3240	3500	газ	(0,65)

4.4 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ

Интервал, м		Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и пр.)	Допустимое время оставления бур. колонны без движения, мин.	Условия возникновения прихвата
от (верх)	до (низ)
5	460	Сальникообразования, заклинки	3–5	Несоответствия типа параметров бурового раствора, режимов бурения, проработки, промывки, компоновки инструмента, требованиям технико-технологических правил и РД
460	1620
1620	2140	Перепад давления	3-5
2140	3240
3240	3500

---

4.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ

Интервал, м		Вид осложнения	Условия возникновения осложнения
от (верх)	до (низ)
5	50	Размыв устья скважины	Наличие зон повышенной проницаемости, отклонение параметров бурового раствора предусмотренных в ГТН
1620	2140	сужение ствола скважины
2140	3240	сужение ствола скважины
3240	3500	сужение ствола скважины

4.Обоснование расчленения геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости.

Основываясь на методике изложенной в методических указаниях к курсовому проектированию |5| и проведя анализ геологических условий бурения в разрезе скважины можно выделить следующие интервалы:

11 - 100 м :Данный интервал представлен отложениями верхний меловой системы, сложенными песками, песчаниками, глинами, суглинками и известняками. При бурении возможны осыпи и обвалы, и размыв стенок скважины, сальникообразования и заклинки.

100-1120 м: Данный интервал представлен отложениями верхнемеловой (сенон) систем, сложенными: глинами, алевролитами, переслаиванием песчаников и известняков. При бурении возможны поглощения бурового раствора, сальникообразование и заклинки по всему интервалу.

1120-2140м: Интервал бурения под промежуточную колонну в стратиграфическом разрезе представлен породами нижней меловой системы и юрских отложений, такими как: песчаниками с прослоями глин и алевролитов с чередованием красных и бурых кварц – полевошпатовых, песчаники разнозернистые, полимиктовые, крепкие, возможны сальникообразования, заклинки, сужение ствола скважины

---

2140-3500 м: Интервал бурения под эксплуатационную колонну представлен породами юрской системы (оксфорд-кимеридж), песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты.В процессе бурения под эксплуатационную колонну могут возникнуть осложнения в виде поглощений бурового раствора, газопроявлений, кавернообразований, сужение ствола скважины.

5.Требования и обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов бурения.

Интервал 10 - 100 м:

• 
  Получение высоких скоростей бурения, обеспечение устойчивости ствола скважины и легкий вынос частиц выбуренной породы на поверхность;
  
• 
  Низкий показатель фильтрации промывочной жидкости;
  
• 
  Прочная и тонкая фильтрационная корка;
  
• 
  Предупреждение осыпей и обвалов стенок скважины;
  

Раствор, рекомендуемый для бурения данного интервала – лигносульфонатный, должен глинизировать и закреплять стенки скважины, предотвращая возможные осложнения.

Интервал 100-1120 м:

• 
  Получение высоких скоростей бурения, обеспечение устойчивости ствола скважины и легкий вынос частиц выбуренной породы на поверхность;
  
• 
  Низкий показатель фильтрации промывочной жидкости;
  
• 
  Обеспечение изоляции водоносных горизонтов, предупреждение осыпей и обвалов стенок скважины, поглощений;
  
• 
  В состав бурового раствора должны входить наполнители
  

Бурение под кондуктор рекомендуется производить лигносульфонатным раствором с максимальным использованием раствора предыдущего интервала.

Интервал 1120-2140 м:

- Предотвращение образования рыхлой толстой фильтрационной

корки в интервалах проницаемых горных пород.

Для интервала нижней меловой системы и юрских отложений отложений предлагается применение ингибированного бурового раствора на основе хлоркалиевого раствора.

Интервал 2140-3500 м

• 
  Плотность бурового раствора должна создать необходимое противодавление на пласт;
  
• 
  Минимальная водоотдача
  

• 
  Обеспечение максимального сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов;
  

• 
  Уменьшение времени воздействия фильтрата промывочной жидкости на продуктивный коллектор и снижение величины репрессии на продуктивный пласт;
  
• 
  Вскрытие продуктивного горизонта должно осуществляться с использованием высококачественного бурового раствора с минимальной водоотдачей и минимальным значением удельного веса, принятого в соответствии с действующими положениями.
  

---

Для бурения данного интервала рекомендуется использование хлоркалиевого раствор.

6. Выбор показателей свойств промывочной жидкости

6.1. Выбор плотности бурового раствора

Выбор плотности регламентирован действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Узбекистана 2000 г.».Согласно этим Правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В тоже время, Правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа. Требования Правил приведены в таблице.

Таблица 1.

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением	Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
До 1200 м	10-15%	1,5 МПа
До 2500 м	5-10 %	2,5 МПа
Свыше 2500 м	4-7 %	3,5Мпа

Относительную плотность промывочной жидкости можно определить по формуле:

ρ_о = a*К_а .

Величину превышениястатического давления бурового раствора над пластовым давлением будем считать по формуле:

∆Р = ρ*g*z –ρ_в*К_а*g*z = g*z(ρ - ρ_в*К_а).

В этих формулах:

К_а - коэффициент аномальности пласта,

z- глубина подошвы пласта (интервала), м,

ρ - плотность бурового раствора, полученная по формуле (1), кг/м³,

ρ_о - относительная плотность бурового раствора,

ρ_в - плотность воды, кг/м³,

g - ускорение свободного падения, м/с²,

а - (1,1-1,15); (1,05-1,1); (1,04-1,07) – коэффициент запаса, характеризующий превышение давления бурового раствора в зависимости от глубины.

Рассчитаем значения ρ_о и ∆Р, и сравним ∆Р с допустимыми значениями.

Интервал 11-100 м Ка = 1,05; а = 1,1, ∆Р ≤ 1,5 Мпа; ρ_о = 1,1*1,05=1,16;

∆Р = 9,81*100*(1180-1000*1,05) = 0,128 МПа <1,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется.

Принимаем ,плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности,

---