2.5.Исследовательские работы.
Каротаж – кондуктор выполнен
ГГК направления от 0 до 20м.
ГГК кондуктора от 0 до 280м
АКЦ кондуктора от 0 до 286м
Привязочный каротаж, инклинометрия ИМНН от 1965 до 2065м
Привязочный каротаж, КС, ПС от 1965 до 2065м
Окончательный каротаж, 3 категория от 0 до 2075м
АК, БК, БКЗ, ГГКл, ГК, ИК,КНК,КС,МК,ЯМК,НГК,ПС,РЕЗИСТ,Кавернометрия- в интервале 1993-2075м.
ГК, НГК от 0 до 2075м
Кавернометрия, ПС, Резист., КС от 286до 2075м
Цементирование эксплуатационной колонны АКЦ,СГДТ,ЛМ,ГК от 1965 до 2065м
АКЦ, СГДТ от 0 до 2065м
3.Конструкция скважины.
3.1.Обоснование конструкции скважин и плотности бурового раствора по интервалам бурения.
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи: обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта; задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт.
Для выбора оптимальной плотности бурового раствора и выявления совместных условий бурения необходимо:
1. Вычислить пластовые давления
2. Высчитать коэффициенты аномальности и поглощения.
3. Вычислить относительную плотность бурового раствора g0.
4. Сопоставить результаты и построить график g0 , kп и ka
У нас имеется пластовые давления нужно рассчитать всего лишь 2 коэф.
ka =Pпл/ р в*g*h kп= Pпогл/ р в*g*h
Например, для интервала в 5м.
ka =(P5*106)/1000*9,8*5=0,61
и таким образом рассчитываем все остальные интервалы.
Что касается коэффициента kп то он рассчитывается по следующей формуле:
kп=0,83+0,66* ka ,тоже для каждого интервала
-
интервал
ka
kп
0 – 5
0,61
1,23
5 - 165
0,68
1,28
165 – 248
0,7
1,3
248 – 365
0,73
1,31
365 – 570
0,72
1,3
570 – 719
0,72
1,3
719 - 830
0,73
1,31
830 – 916
0,74
1,32
916 – 974
0,74
1,32
974 – 996
0,75
1,33
996 – 1066
0,75
1,33
1066 – 1335
0,76
1,33
1335 – 1348
0,76
1,33
1348 – 1366
0,77
1,34
1366 – 1449
0,79
1,35
1449-1535
0,79
1,35
1535 – 1600
0,76
1,33
1600 – 1660
0,7
1,3
1660 – 1901
0,78
1,34
1901 – 1946
0,78
1,34
1946 – 1993
0,78
1,34
1993 – 2035
0,81
1,36
2035-2051
0,81
1,36
2051-2075
0,81
1,36
Далее рассчитываем относительную плотность р 0 по формуле:
р 0=ka*kр
Причем, находим и максимальную и минимальную р 0
коэффициент резерва он уже известен:
- L<1200м kр=1,1 – 1,15
- L=1200..2500м kр=1,05 – 1,1
- L>2500м kр=1,04 – 1,07
Пример: р 0min=1,1*kр р 0max=1,15*kр
В итоге: min max
р 01= р 02=1,1*0,81=0,89; 0,931
р 03= р 04= р 05 =0,86; 0,989
р 06=0,77; 0,8855
р 07= р 11= р 12=0,84; 0,966
р 08= р 09=0,87; 1
р 10= р 15=р 16=0,85; 0,97
р 13= р 14= р 17= р 20=0,83; 0,95
р 18 = р 19=0,82; 0,94
р 21=0,8; 0,92
р 22=0,77; 0,8855
р 23=0,7. 0,805
Проверка: ka< р 0<ka , если всё сопоставить, то условие выполняется.
Строим график:
Заключённая между двумя коэффициентами область и есть дозволенный интервал плотностей бурового раствора.