Западно - Угутского месторождения.
Площадь –– Западно –Угуткая
Проектная глубина – 2750м
Цель бурения – добыча нефти
Проектный горизонт - девонская верхний
Вид профиля – вертикальная
Способ бурения – турбобур
Установка Уралмаш ЗД-86
Лебедка ЛБУ-1200-Д
Ротор Р-700й
Вертлюг УВ-320
Насосы У8 6МА2
Скорость бурения 816 м /ст.мес.
Конструкция бурильной колонны по интервалам
0 -30м Шнек Ø 914мм 30- 450 м УБТС 229-60м УБТС 203-36м УБТС 178-24м УБТС 139,7Д-10,5 | 450 – 1300 УБТС 229-60м УБТС 203-36м УБТС 178-24м ТБПК 139,7Д-9,2-330м ТБПК 139,7Е-9,2-850м 1300 – 2250 УБТС 229-55м УБТ 203-54м УБТ 178-36м ТБПК 127Д-9,2-300м ТБПК 127Л-9,2-1805м | 2250 – 2750 УБТС 178-114м УБТС 146- 42м ТБПК 127Д-9,2-300м ТБПК 127Л-9,2-2144м ТБПК 127М-9,2-200м |
Исходные данные пластового давления
№ п/п | Глубина интервала, м | Градиент пластового давления |
0-1480 | 1,0 | |
1480-1820 | 1,05 | |
1820-2390 | 1.07-1.10 | |
2390-2520 | 1,27-1,28 | |
2520-2750 | 1,27-1,28 |
Анализ горно-геологических условий бурения
В этом разделе, прежде всего, нужно привести сведения об изменении с глубиной пластовых давлений и давлений, при которых возможно возникновение поглощения промывочной жидкости. Чтобы характеризовать эти давления, целесообразно использовать безразмерные величины:
|
|
коэффициент аномальности пластового давления:
Ка = Рпл / rвgZ
и индекс давления поглощения
Кn = Рпогл / rвgZпогл
В этих формулах:
Рпл – пластовое давление, Па;
Рпогл – давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;
Z – глубина залегания пласта с давлением Рпл, м;
Zпогл – глубина залегания кровли поглощаемого пласта, м;
rв – плотность воды, кг/м3; rв = 1000 кг/м3;
g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.
При наличии естественных каналов (трещин, каверн), в которые уходит промывочная жидкость, давление поглощения можно принять равным пластовому давлению в поглощающем пласте Рпогл = Рпл.
В данном техническом проекте на строительство скважины отсутствуют данные о давлениях поглощения. В таком случае индекс давления поглощения можно приближенно принять равным относительной плотности бурового раствора, заполняющего скважину в момент начала поглощения Кn» r0
1 инт. 0- 120м Рпл. = Ка * rв * g * Z;
Рпл = 1 * 1000 * 9,81 * 120 = 1,17 МПа
2 инт. 120 - 480м Рпл = 1 * 1000 * 9,81 * 480 = 4,71 МПа
3 инт. 480 – 710м Рпл = 1* 1000 * 9,81 * 710 = 6,96 МПа
4 инт. 710 – 870м Рпл. = 1 * 1000 * 9,81 * 870 = 8,53 МПа
5 инт. 870 – 1070м Рпл = 1 * 1000 * 9,81 * 1070 = 10,49 МПа
6 инт. 1070 – 1360м Рпл = 1 * 1000 * 9,81 * 1360 = 13,34 МПа
7 инт. 1360 – 1480м Рпл = 1 * 1000 * 9,81 * 1480 = 14,52 МПа
8 инт. 1480 – 1620м Рпл = 1,05 * 1000 * 9,81 * 1620 = 15,99 МПа
9 инт. 1620 – 1690м Рпл = 1,05* 1000 * 9,81 * 1690 = 16,57 МПа
10 инт. 1690 – 1820м Рпл = 1,05 * 1000 * 9,81 * 1820 = 17,85 МПа
11 инт. 1820 – 2010м Рпл = 1,1 * 1000 * 9,81 * 2010 = 19,72 МПа
|
|
12 инт. 2010 – 2260м Рпл = 1,1* 1000 * 9,81 * 2260 = 22,17 МПа
13 инт. 2260 – 2390м Рпл = 1,1 * 1000 * 9,81 * 2390 = 23,44 МПа
14 инт. 2390 – 2520м Рпл = 1,27 * 1000 * 9,81 * 2520 = 24,72 МПа
15 инт. 2520 – 2750м Рпл = 1,28 * 1000 * 9,81 * 2750 = 35,16МПа
С 3 по 7 интервал Рпл =Рпогл, т.к. имеются кавернообразование
В остальных интервалах Рпогл = rо
Обоснование расчленения геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
5.1. Расчленение геологического разреза на технологические интервалы
Таблица №1
№ п\п | Глубина, м. | Описание и группа пород по литологическому составу | Температурный градиент | Возможные осложнения | Градиент пластового давления | Геологич. интервалы |
0-120 | Суглинки серые с прослойками песков, супесей, глин, с включением гравия (I группа) | 2,0 | Разрез - неустойчив, оттаивание ММП, подваливание стенок скважины К.к. – 1,2 | 1,0 | I | |
120-480 | Неравномерное переслаивание алевролитов, песков и песчаников (I группа) | |||||
480-710 | Глины серые, плотные, с прослоями алевролитов, песчаников (III группа) | Разрез неустойчив. Подваливание стенок скважины, кавернообразование, сальникообразования. При повышение противодавления на пласт возможно частичное поглощение бурового раствора. К.к. – 1,15 | II |