3. Характеристика эксплуатационной скважины №24

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
1	0-1480	1,0
2	1480-1820	1,05
3	1820-2390	1.07-1.10
4	2390-2520	1,27-1,28
5	2520-2750	1,27-1,28

4. 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 :

К_а = Р_пл / _вgZ

и индекс давления поглощения

К_n = Р_погл / _вgZ_погл

В этих формулах :

Р_пл – пластовое давление, Па;

Р_погл – давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;

Z – глубина залегания пласта с давлением Р_пл, м;

Z_погл – глубина залегания кровли поглощаемого пласта, м;

_в – плотность воды, кг/м³; _в = 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 Р_погл = Р_пл.

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 К_n  ₀

1 инт. 0- 120м Р_пл. = К_а * _в * g * Z ;

Р_пл = 1 * 1000 * 9,81 * 120 = 1,17 МПа

2 инт. 120 - 480м Р_пл = 1 * 1000 * 9,81 * 480 = 4,71 МПа

3 инт. 480 – 710м Р_пл = 1* 1000 * 9,81 * 710 = 6,96 МПа

4 инт. 710 – 870м Р_пл. = 1 * 1000 * 9,81 * 870 = 8,53 МПа

5 инт. 870 – 1070м Р_{пл =} 1 * 1000 * 9,81 * 1070 = 10,49 МПа

6 инт. 1070 – 1360м Р_пл = 1 * 1000 * 9,81 * 1360 = 13,34 МПа

7 инт. 1360 – 1480м Р_пл = 1 * 1000 * 9,81 * 1480 = 14,52 МПа

8 инт. 1480 – 1620м Р_пл = 1,05 * 1000 * 9,81 * 1620 = 15,99 МПа

9 инт. 1620 – 1690м Р_пл = 1,05* 1000 * 9,81 * 1690 = 16,57 МПа

10 инт. 1690 – 1820м Р_пл = 1,05 * 1000 * 9,81 * 1820 = 17,85 МПа

11 инт. 1820 – 2010м Р_пл = 1,1 * 1000 * 9,81 * 2010 = 19,72 МПа

12 инт. 2010 – 2260м Р_пл = 1,1* 1000 * 9,81 * 2260 = 22,17 МПа

13 инт. 2260 – 2390м Р_пл = 1,1 * 1000 * 9,81 * 2390 = 23,44 МПа

14 инт. 2390 – 2520м Р_пл = 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 Р_пл =Р_погл , т.к. имеются кавернообразование

В остальных интервалах Р_погл = _о