 Лист
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна
Направление подготовки: 21.04.01 Нефтегазовое дело
Профиль: «Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине «Промывка скважин в осложненных условиях»
на тему «Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского м-я»
Выполнил студент Алтаее. Х.Д. курса 1 группы № 20-НМ-НД2
Допущен к защите_______________
Руководитель (нормоконтролер) работы, доцент _________/В.Б. Обиднов/
Защищен___________________ Оценка_____________________
(дата)
Члены комиссии __________________________________/О.Я. Юн/
__________________________________/
(подпись, дата)
Краснодар
2021 г.
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна
Направление подготовки: 21.04.01 Нефтегазовое дело
Профиль: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях
УТВЕРЖДАЮ
Зав. кафедрой НГД
Д.Г. Антониади
__________________
(подпись, дата)
ЗАДАНИЕ
на курсовой проект
Студенту Алтаее. Х.Д. курса 1 группы 20-НМ-НД2
Тема работы: «Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского м-я»
План работы:
1. Геолого-физическая характеристика месторождения.
2. Проектирование технологического регламента промывочных жидкостей.
Объем работы:
а) пояснительная записка _____ с.
б)иллюстративная часть__0____листов
Рекомендуемая литература:
1. Булатов А.И., Долгов С.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебнометодическое пособие/ - Краснодар: Издательский Дом - Юг, 2015. – 676 с.: ил. ISBN 978-5-91718-395-4
2. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справочное пособие: В 2 кн. – М.: .: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – ил. ISBN 5-8365-0128-8
Срок выполнения с 01.02.2021 г. по 30.04.2021 г.
Срок защиты с 03.05.2021 г.
Дата выдачи задания 01.02.2021 г.
Дата сдачи проекта на кафедру 27.04.2021 г.
Руководитель работы _____________________________/В.Б. Обиднов /
Задание принял студент ____________________________/ Алтаее. Х.Д./
(подпись, дата, рас
СОДЕРЖАНИЕ
(подпись, дата, рас 3
ВВЕДЕНИЕ 5
1ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СКВАЖИН 7
1.1Целевое назначение, проектные глубины, проектный горизонт 7
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 10
1.3 Физико-механические свойства горных пород 11
1.4Характеристика пластовых жидкостей 15
2КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ 22
2.1 Расчет для обоснования конструкции скважин 23
3Технологический регламент по промывке и рецептуре БР образец 26
26
4ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ 28
4.1 Гидравлические расчеты при промывке скважины 30
4.2 Промывка скважин в осложненных условиях 33
5ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА 36
5.1 Причины, классификация и признаки поглощения 36
5.2 Предупреждение поглощений 41
5.3 Ликвидация поглощений 43
5.4 Способы закачки тампонажных смесей 57
6ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЁТА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 61
ЗАКЛЮЧЕНИЯ 72
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 73
ВВЕДЕНИЕ
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа, состоящая из теоретической и практической (расчетной части).
Промывка скважин – одна из самых ответственных операций выполняемых при бурении и ремонте скважин. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а так же охлаждением долота.
Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят :
- вынос частиц выбуренной породы из скважины;
- передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
- предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
- удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
- охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
- уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
- предотвращение обвалов пород от стенок скважины;
- уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.
При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.
Буровой раствор, кроме удаления шлама, должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств, становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.
В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СКВАЖИН
Целевое назначение, проектные глубины, проектный горизонт
Основанием для бурения эксплуатационных скважин на нефтяную оторочку ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ является выполнение решения принятых Протоколом заседания Центральной нефтегазовой секции ЦКР РОСНЕДР по УВС № 6888 от 15.06.2017 «Технологическая схема разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения».
Бурение эксплуатационных скважин на продуктивный пласт Vbk1 необходимо для добычи нефти ботуобинского горизонта. Проектирование составов и свойств буровых растворов базируется на анализе горно-геологических условий строительства скважины, которые объединяют литологическую характеристику и условия залегания пород, градиенты пластовых (поровых) давлений и температур, физические характеристики горных пород и пластовых жидкостей и прочее. Кроме того при разработке технологических рекомендаций необходимо учитывать конструкцию скважины, характеристику породоразрушающего инструмента и способа бурения.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Таблица 1 – Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
Стратиграфическое Подразделение
|
Глубина залегания, м
|
Мощность, м
|
Элементы залегания (падения) пластов по
подошве
|
Коэффициент кавернозности интервала (средневзвешенная величина)
|
название
|
индекс
|
от (кровля)
|
до (подошва)
|
угол
|
град
|
мин.
|
Четвертичная+юрская
|
Q+J
|
0
|
15
|
15
|
1
|
10
|
1.3
|
Бордонская свита
|
€2br
|
15
|
108
|
93
|
1
|
10
|
1.3
|
Метегерская свита
|
€2mt
|
108
|
220
|
112
|
1
|
10
|
1.1
|
Ичерская свита
|
€1-2ic
|
220
|
279
|
59
|
1
|
10
|
1.1
|
Чарская свита
|
€1cr
|
279
|
599
|
320
|
1
|
10
|
1.1
|
Олекминская свита
|
€1ol
|
599
|
681
|
82
|
1
|
10
|
1.3
|
Толбачанская свита
|
€1tb
|
681
|
1085
|
404
|
1
|
10
|
1.2
|
Эльгянская свита
|
€1el
|
1085
|
1141
|
56
|
1
|
10
|
1.1
|
Нелбинская свита
|
€1nb
|
1141
|
1195
|
54
|
1
|
10
|
1.1
|
Юрегинская свита
|
€1iur
|
1195
|
1448
|
253
|
1
|
10
|
1.2
|
Билирская свита
|
€1bl
|
1448
|
1520
|
72
|
1
|
10
|
1.0
|
Юряхская свита
|
V-€1iurk
|
1520
|
1584
|
64
|
1
|
10
|
1.0
|
Кудулахская свита
|
Vkd
|
1584
|
1678
|
94
|
1
|
10
|
1.0
|
Успунская свита
|
Vus
|
1678
|
1762
|
84
|
1
|
10
|
1.0
|
Бюкская свита (включ. ботуобинский
горизонт)
|
Vbk
|
1762
|
1837
|
71
|
1
|
10
|
1.0
|
Паршинская свита (включ. хамакинский горизонт)
|
Vpr
|
1837
|
1900
|
43
|
1
|
10
|
1.0
|
Талахская свита (включ. талахский
горизонт)
|
Vtlh
|
1900
|
1950
|
50
|
1
|
10
|
1.0
|
Физико-механические свойства горных пород
Сведения о физико-механических свойствах горных пород могут быть полезны при обосновании бурового раствора (в частности, глинистость), а также для расчета статического напряжения сдвига .В качестве примера ниже представлена табл.2.
Таблица 2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфическо го подразделения
|
Интервал, м
|
Краткое название горной породы
|
Плотность г\см3
|
Пористость, %
|
Глинистость, %
|
Категория твердости
|
Категория абразивности
|
от (верх)
|
до (низ)
|
Q+J
|
0
|
15
|
Суглинки, пески, галечники, конгломераты, угли.
Доломиты, известняки, прослои мергелей.
|
2.2
|
20
|
5-50
|
2-4
|
2
|
€2br
|
15
|
108
|
Мергели, аргиллиты с прослоями алевролитов.
|
2.8
|
10
|
10
|
2-4
|
2
|
€2mt
|
108
|
220
|
Доломиты загипсованные, ангидритизированные, окремнелые.
|
2.9
|
15
|
0
|
4-7
|
4
|
€1-2ic
|
220
|
279
|
Известняки, трещиноватые, кавернозные, доломитизированные с прослоями доломитов.
|
2.8
|
13.5
|
0
|
4-7
|
4
|
€1cr
|
279
|
599
|
Доломиты ангидритизированные с прослоями
мергелей, аргиллитов и ангидритов. Породы часто прорваны интрузиями габбро- долеритов и диабазов.
Переслаивание мощных пластов каменой соли с доломитами загипсованными.
|
2.8
|
14.3
|
20
|
2-7
|
2-3
|
€1ol
|
599
|
681
|
Доломиты, известняки
|
2.9
|
5
|
0
|
4-7
|
3
|
€1tb
|
681
|
1085
|
Неравномерное переслаивание пластов каменной соли
с доломитами
|
2.1
|
|
0
|
2-7
|
2-3
|
Индекс стратиграфическо го подразделения
|
Интервал, м
|
Краткое название горной породы
|
Плотность г\см3
|
Пористость, %
|
Глинистость, %
|
Категория твердости
|
Категория абразивности
|
от (верх)
|
до (низ)
|
€1el
|
1085
|
1141
|
Известняки
|
2.6
|
5
|
0
|
4-7
|
3
|
€1nb
|
1141
|
1195
|
Глинистые доломиты с тонкими прослоями аргиллитов и ангидритов.
|
2.6
|
5
|
20
|
4-7
|
3
|
€1jur
|
1195
|
1448
|
Пласты каменной соли с прослоями
доломитов аргиллитов, ангидритов
|
2.1
|
5
|
10
|
2-7
|
2-3
|
€1bl
|
1448
|
1520
|
Известняки, доломиты, трещиноватые.
|
2.9
|
5
|
0
|
3-7
|
3
|
V-€1jurk
|
1520
|
1584
|
Доломиты, известняки
|
2.9
|
5
|
0
|
3-7
|
3
|
Vkd
|
1584
|
1678
|
Известняки, доломиты
с прослоями аргиллитов и мергелей.
|
2.9
|
5
|
10
|
3-7
|
3
|
Vus
|
1678
|
1762
|
Глинистые доломиты, мергели, аргиллиты с прослоями ангидритизированных доломитов.
|
2.9
|
5
|
10
|
3-7
|
3
|
Vbk
|
1762
|
1833
|
Доломиты, ангидрито- доломиты с прослоями мергелей и аргиллитов.
|
2.9
|
5
|
10
|
3-7
|
5
|
Vbk1
|
1833
|
1857
|
Ботуобинский горизонт - Песчаники светло-серые разнозернистые с прослоями алевролитов и аргиллитов
|
2.4
|
15
|
2-20
|
3-6
|
5
|
Vpr
|
1857
|
1900
|
Переслаивание аргиллитов, алевролитов, песчаников. Алевролиты и аргиллиты
|
2.5
|
10
|
5-50
|
3-6
|
3-4
|
Индекс стратиграфическо го подразделения
|
Интервал, м
|
Краткое название горной породы
|
Плотность г\см3
|
Пористость, %
|
Глинистость, %
|
Категория твердости
|
Категория абразивности
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
обогащены доломитами до перехода в доломит.
|
|
|
|
|
|
Vtlh
|
1900
|
1950
|
Песчаники от мелко- до крупнозернистых, участками глинистые.
|
2.4
|
10
|
2-30
|
3-6
|
3-4
|
Таблица 3 – Геокриологическая характеристика разреза скважины
Интервал залегания многолетнемёрзлы
х пород
|
Глубина залегания нейтральног о слоя
|
Температура пород нейтральног о слоя, 0С
|
Глубина нулевой изотермы, м
|
Распределени е температуры,
0С
|
Льдистость,
%
|
Интервалы залегания, м
|
|
|
консолидированны х глин
|
плывунов
|
межмерзлотны х таликов
|
газогидратов
|
криопэгов
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от
|
до
|
от
|
до
|
от
|
до
|
от
|
до
|
от
|
до
|
0
|
250
|
10
|
-1,0
|
250
|
50-20 м: от - 1,0 до -3,0
20-50м: -3,0;
50-250 м: от
-3,0до 0
|
до 40
|
60
|
120
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
Характеристика пластовых жидкостей
Таблица 4 – Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по вертикали, м
|
Тип коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
|
Подвижность, д/сПз
|
Содержание серы, %
|
Содержание парафина %
|
Сводный дебит, м3/сут
|
Параметры растворенного газа
|
Пластовое давление, кгс/см2
|
Газовый фактор, м3/т
|
Содержание сероводорода,%
|
Содержание углекислого газа,%
|
Относительная по воздуху плотность газа г/см3
|
Коэффициент сжимаемости
|
Давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2
|
от (верх)
|
до (низ)
|
в пластовых условиях
|
после дегазации
|
Осинский горизонт
|
1448
|
1520
|
карбон
атный
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
142,0
|
142,0
|
Ботуобинский горизонт
Vbk1
|
1833
|
1857
|
терриг
енный
|
829
|
873
|
10.2
|
н/д
|
0.81
|
2.62
|
20-50
|
86.9
|
н/д
|
н/д
|
0.637
|
н/д
|
134,3
|
134,3
|
Хамакинский горизонт Vpr
|
1857
|
1900
|
терриген
ный
|
849
|
870
|
16.5
|
н/д
|
0.81
|
2.62
|
7
|
91.8
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
н/д
|
Таблица 5 – Газоносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип кол- лектора
|
Относительная по воз- духу плотность газа /
плотность конденсата, г/см3
|
Свободный дебит газа,
тыс.м3/сут. / дебит конденсата, м3/сут.
|
Пластовое давление, кгс/см2
|
от (верх)
|
до (низ)
|
Осинский горизонт
|
1448
|
1520
|
карбонатный
|
н/д
|
н/д
|
142,0
|
Ботуобинский горизонт Vbk1
|
1833
|
1857
|
карбонатный
|
0.637/
|
125 тыс м3/сут
|
134.3
|
Хамакинский горизонт Vpr
|
1857
|
1900
|
терригенный
|
н/д
|
30 тыс м3/сут
|
136.1
|
Талахский горизонт Vtlh
|
1900
|
1950
|
терригенный
|
н/д
|
120 тыс м3/сут
|
123.4
|
Таблица 6 – Водоносность
Индекс стратиграфическо го подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плот- ность, кг/м3
|
Дебит
,
м3/сут
.
|
Пластово е давление, МПа
|
Химический состав (воды), кг/м3
|
Минерали- зация,
г/л
|
Тип воды по Сулину
|
Относится к источнику питьевого
водоснабжен ия (да, нет)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
анионы
|
катионы
|
Cl-
|
SO -- 4
|
HCO -
3
|
Na+(К+
)
|
Mg++
|
Са++
|
Надмерзлотный комплекс
|
0
|
15
|
Терригенн ый
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0.08-0.4
|
ГКК
|
Нет
|
Нижне- среднекембрийс кий комплекс
€1-2
|
108
|
279
|
Карбонатн ый
|
1100-1200
|
8.64-
43.2
|
1.13
|
2.74
1-
2.96
6
|
2.61-
3.9
|
0.054
- 0.171
|
2.32-
2.44
|
0.27-
0.292
|
0.321-
0.625
|
8.5-10
|
СФН
|
Да
|
нижнекембрийс кий межсолевой комплекс
€1
|
599
|
1195
|
Карбонатн ый
|
1245
|
30-70
|
7.6
|
|
|
|
|
|
|
300-360
|
ХК
|
Нет
|
венд- нижнекембрийс кий комплекс
V-€1
|
1448
|
1584
|
Терригенн ый
|
1270-1300
|
1-10
|
14
|
|
|
|
|
|
|
360-420
|
ХК
|
Нет
|
Ботуобинский водоносный горизонт
|
1833
|
185
7
|
Терригенн ый
|
1253
|
15-80
|
13.2-13.9
|
223-
242
|
0.02
5-
0.15
3
|
0.024
-13.4
|
28-46
|
9.7-
19.8
|
69.5-93
|
350
|
ХК
|
Нет
|
Хамакинский
горизонт
|
1857
|
190
0
|
Терриген ный
|
1262
|
5-65
|
13.3
|
276.
6
|
отс
|
17.1
|
50.9
|
63.3
|
32.9
|
441
|
|
Нет
|
Талахский
горизонт
|
1900
|
195
0
|
Терриген ный
|
1261
|
24-88
|
11.7-13.3
|
255.
3
|
отс
|
13.42
0
|
36.4
|
94
|
14
|
381
|
|
Нет
|
Примечания
1 Верхний водоносный горизонт имеет не повсеместное распространение (вблизи крупных рек и термокарстовых озер). 2 Тип воды по Сулину СФН-суль- фатонатр., ГКН-гидро-карбонатн., ХМ-хлор-магниев, ХК-хлор-кальциев
Таблица 7 – Давление и температура по разрезу скважины
Стратиграфическое подразделение
|
Глубина залегания, м
|
Коэффициент аномальности пластового давления
|
Текущие градиенты
|
Пластовая температура
ОС
|
название
|
индекс
|
от
|
до
|
|
порового давления, МПа/м
|
гидроразрыва, МПа/м
|
горного давления МПа/м
|
|
Четвертичная+юрская
|
Q+J
|
0
|
15
|
0.84
|
0.0084
|
0.0176
|
|
Зона ММП
|
Бордонская свита
|
€2br
|
15
|
108
|
0.84
|
0.0084
|
0.0176
|
|
Зона ММП
|
Метегерская свита
|
€2mt
|
108
|
220
|
0.84
|
0.0084
|
0.0178
|
0.024
|
Зона ММП
|
Ичерская свита
|
€1-2ic
|
220
|
279
|
0.84
|
0.0094
|
0.0079
|
0.024
|
Зона ММП
|
Чарская свита
|
€1cr
|
279
|
599
|
0.84
|
0.0094
|
0.0180
|
0.025
|
0
|
Олекминская свита
|
€1ol
|
599
|
681
|
1
|
0.01
|
0.0183
|
0.025
|
1,0
|
Толбачанская свита
|
€1tb
|
681
|
1085
|
1
|
0.01
|
0.0179
|
0.026
|
1,5
|
Эльгянская свита
|
€1el
|
1085
|
1141
|
1
|
0.01
|
0.0181
|
0.026
|
2,0
|
Нелбинская свита
|
€1nb
|
1141
|
1195
|
1
|
0.01
|
0.0181
|
0.026
|
3,0
|
Юрегинская свита
|
€1jur
|
1195
|
1448
|
1
|
0.01
|
0.0188
|
0.026
|
4,0
|
Билирская свита
|
€1bl
|
1448
|
1520
|
1
|
0.01
|
0.0188
|
0.026
|
5,0
|
Юряхская свита
|
V-€1jurk
|
1520
|
1584
|
1
|
0.01
|
0.0189
|
0.027
|
6,0
|
Кудулахская свита
|
Vkd
|
1584
|
1678
|
1
|
0.01
|
0.0189
|
0.027
|
7,0
|
Успунская свита
|
Vus
|
1678
|
1762
|
1
|
0.01
|
0.0190
|
0.027
|
8,0
|
Бюкская свита (включ. ботуобинский горизонт)
|
Vbk
|
1762
|
1833
|
1
|
0.0075
|
0.0226
|
0.027
|
9,0
|
Vbk1
|
1833
|
1857
|
0.74
|
0.0075
|
0.0226
|
0.027
|
9,0
|
Паршинская свита (включ. хамакинский горизонт)
|
Vpr
|
1857
|
1900
|
0.75
|
0.0075
|
0.0226
|
0.027
|
11,0
|
Талахская свита (включ. талахский горизонт)
|
Vtlh
|
1900
|
1950
|
076
|
0.0075
|
0.0226
|
0.027
|
13.8
|
Таблица 8 – Возможные осложнения при проведении технологических операций
Интервал, м
|
Вид, характеристика осложнения
|
Условия возникновения осложнений
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
0
|
460
|
Размыв устья, обвалообразования поглощение бурового раствора, возможны поглощение с полной потерей циркуляции. Сужение ствола скважины в интервалах залегания гипсов и кавернозных доломитов
|
Растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей Интенсивная трещиноватость и закарстованность карбонатных пород. Наличие гипсов, склонных к набуханию, образование шламовых ко- рок в интервалах кавернозно-поровых доломитов. Бурение на
недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости.
|
460
|
1086
|
Поглощение бурового раствора, обвалы стенок скважины, прихваты
|
Зоны трещиноватости различной интенсивности, бурение на недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости в интервалах
залегания каменной соли.
|
1086
|
1448
|
Размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов.
|
В интервалах залегания пластов каменной соли, бурение на недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости.
Недостаточная репрессия на пласт.
|
1448
|
1520
|
Поглощение промывочной жидкости. Нефтегазопроявления в
осинском горизонте.
|
Зоны трещиноваточти, встречающиеся на разных стратиграфических
уровнях. Недостаточная репрессия на пласт.
|
1520
|
1900
|
Поглощение промывочной жидкости. Нефтегазопроявления в Ботуобинсом и Талахском горизонтах при бурении пилотного ствола. Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравилитов
|
Зоны трещиноваточти, встречающиеся на разных стратиграфических уровнях. Недостаточная репрессия на пласт. Набухание аргиллитов паршинской свиты при бурении на промывочной жидкости с высоким
показателем водоотдачи.
|
Таблица 9 – Отбор керна, шлама
Отбор керна
|
Отбор шлама
|
индекс стратиграфи- ческого подразделения
|
интервал, м
|
технические средства
|
интервал, м
|
частота отбора
|
от (верх)
|
до (низ)
|
метраж
отбора керна
|
от (верх)
|
до (низ)
|
Vbk1
|
1833
|
1857
|
24
|
СК 178/100 (либо аналог)
|
по решению заказчика
| |
Скачать 0.85 Mb.