2.3. Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений.
Для выбора конструкции скважины определяем зоны осложнений и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Далее строим совмещенный график давлений, для которого определяем эквиваленты градиента пластовых, горных давлений и гидроразрыва.
В
интервалах от 0 до 800м наблюдаются обвалы
стенок скважины, слабые частичные
поглощения глинистого раствора, посадки
и прихваты бурильного инструмента при
бурении.
От 820м до 1810м наблюдаются слабые водоопроявления, разжижение глинистого раствора, слабые обвалы стенок скважины.
В интервале от 2085 до 2650м по вертикали, нефтегазопроявления, сужение ствола скважины, слабые водопроявления, разжижение глинистого раствора, слабые обвалы стенок скважины. В интервале от 1810м до 2650м (по вертикали) слабые водопроявления.
Выделение интервалов с несовместимыми условиями бурения производится после построения графика изменения пластового давления и давления гидроразрыва по глубине .
Для этого определяем коэффициентом аномальности и индексы давления поглощения.
Под коэффициентом аномальности понимают отношение пластового давления Рпл на глубине Zmi от устья скважины к давлению столба пресной воды на такой же высоте :
К= Рпл /B*g*Zпл,
где Рпл - пластовое давление, Па;
В- плотность пресной воды (1000 кг/м3);
Zпл - глубина залегания пласта, м.
Индексом давления поглощения называют отношение давления гидроразрыва на стенки скважины, при котором возникает давление поглощения, к давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого объекта до устья: Kn=Prp/B*g*Zпл
где Ргр - давление гидроразрыва, МПа;
в
- плотность пресной воды (1000 кг/м3);
Zпл - глубина залегания пласта, м.
Значение пластового давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 2.2.1.
Таблица 2.3.1
Интервал залегания по стволу, м |
Индекс стратиграфического подразделения |
Градиенты, (МПа/м)*102 |
||||
от |
ДО |
Пластового давления |
Гидроразрыва пород |
|||
0 |
390 |
Q+ Рз+Р2 |
1,00 |
1,90 |
||
390 |
810 |
P2+P1+К2 |
1,00 |
1,90 |
||
810 |
1820 |
К2+К1 |
1,00 |
1,80 |
||
1820 |
2100 |
K1 |
1,00 |
1,77 |
||
2100 |
2250 |
К1 |
0,98 |
1,72 |
||
2250 |
2291 |
K1 |
1,00 |
1,73 |
||
2291 |
2329 |
К1 |
0,98 |
1,71 |
||
2329 |
2411 |
К1 |
0,99 |
1,71 |
||
2411 |
2560 |
К1 |
0,98 |
1,74 |
||
2560 |
2730 |
К1 |
0,98 |
1,73 |
||
Значения Ка и Кп определяем по выше указанным формулам результаты заносим в таблицу 2.2.2.
Для определения относительной плотности бурового раствора воспользуемся формулой:
ρ= Ка * Кр,
где Кр - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины:
при глубине до 1200м, Кр= 1,10- 1,15;
при глубине до 2500 м, Кр = 1,05 - 1,10;
при глубине свыше 2500 м, Кр = 1,04 - 1,07.
Таблица 2.3.2