2 | 0 – 150

580 – 600

1080 – 2129

2120 – 3000 | часткове поглинання промивальної рідини | 1) зниження рівня розчину в приймальних резервуарах;

2) зменшення витрат бурового розчину на виході із свердловини у порівнянні з продуктивністю бурових насосів;

3) менший об’єм витиснутого бурового розчину у порівняні з розрахованим під час спуску колони труб;

4) більший об’єм доливання рідини при підйомі;

5) падіння тиску в нагнітальній лінії бурових насосів | Причина – перевищення гідродинамічного тиску над тиском виникнення поглинань, надмірна продуктивність бурового насосу, вузькі кільцеві зазори, надмірно високі швидкості спуску колони труб

3 | 150 – 580

600 – 1080

1120 – 2120 | звуження ствола, прихвати бурильного інструменту,

коагуляція бурового розчину | При руху колони нагору об’єм розчину збільшується. Зварений розчин в жолобах | 1) утворення товстої глинистої кірки на стінках свердловини при використанні бурових розчинів з великою водовіддачею. Під час підйому колони кірка здирається і налипає на долото, бурильні труби, перевідники, утворює потужні сальники. Деякі кірки володіють великою липкістю. Тому, якщо колона тривалий час знаходиться без руху, то кірка прилипає до її стінок;

закінчення таблиці 1.6 – Відомості про ускладнення, які виникають при бурінні свердловини

№ п/п | Інтервали буріння, м | Характеристика ускладнення | Основні ознаки виникнення ускладнення | Причини виникнення ускладнення

2) забруднення стовбура свердловини уламками вибуреної породи за рахунок поганої очистки промивальної рідини або недостатньо швидкої промивки. Частинки вибуреної породи злипаються, утворюють потужний сальник на долоті або на інших частинах колони;

3) тривалий час відсутній рух інструменту у свердловині, коли якість промивальної рідини не дуже висока і не повністю відповідає умовам буріння

4 | 2120 – 3000 | Можливі нафтогазопрояви | 1) збільшення витрат розчину на виході зі свердловини у порівнянні з продуктивністю насоса (довільний рух розчину по жолобах у випадку відсутності циркуляції або при нерухомій бурильній колоні);

2) збільшення об’єму бурового розчину у приймальних резервуарах (приріст об’єму витісненого у свердловину металу колони труб, зменшення об’єму долитого розчину проти розрахованого під час підйому колони труб) | Створення депресії на флюїдонасичений напірний горизонт

Природне викривлення свердловини залежить від геологічних умов проводки свердловини. Загально відомо, що свердловина викривляється вгору по падінню пластів. Також відомо, що на вище згаданий процес фізико - механічні властивості.

Інтервали можливих прихоплень інструменту вказані у таблиці 1.7

Таблиця 1.7 – Можливі прихватонебезпечні зони свердловини

Інтервал залягання, м | Вид ускладнення

від | до

0 | 150 | Осипи, обвали

150 | 580 | Звуження ствола

600 | 1080 | Звуження ствола. Прихвати бурильного інструменту

1120 | 1330 | Осипи, обвали

1330 | 2120 | Звуження ствола. Заклинювання та прихвати бурильного інструменту

2120 | 2400 | Осипи, обвали

1.7 Геолого – геофізичні дослідження

З відбором керну проектується пробурити 135 м, що складає 4,5% від глибини свердловини. Інтервали відбору керну наведенні у таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 – Відбір керну

Інтервали

глибин,

м | В і к | В і д б і р к е р н у

Проходка

з відбором керну, м | проектне

винесення,

%

2170 – 2185 | С – 4 | 15 | 60

2215 – 2230 | С – 5 | 15 | 60

2470 – 2485 | В – 16 | 15 | 60

2530 – 2555 | В – 18–19 | 25 | 60

2660 – 2675 | В – 20–21 | 15 | 60

2700 – 2715 | Рє | 15 | 60

2800 – 2815 | Рє | 15 | 60

2950 – 2965 | Рє | 15 | 60

2995 – 3000 | Рє | 5 | 60

Відбір шламу проводити в процесі буріння не передбачається.

Промислово – геофізичні дослідження розглянуті у таблиці 1.9.

Таблиця 1.9 – Промислово – геофізичні дослідження

Вид досліджень | Мас- штаб | Інтервал, м

від | до

Стандартний каротаж, кавернометрія, профілеметрія інклінометрія з точками заміру через 25 м | 1:500 | 0

100

850

1300

1600

1950

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2850 | 100

900

1350

1650

1950

2150

2250

2350

2450

2550

2650

2750

2900

3000

БКЗ, БК, МК, МБК, ІК, АК, ГК, НГК, АКШ, ГГК-Щ, кавернометрія | 1:200 | В інтервалах ст. каротажу з глибини 1350 м

ГК, НГК | 1:500 | Перед спуском обсадних колон

Термометрія | 1:500 | Перед спуском обсадних колон

ІННК | 1:200 | До і після спуску експлуатаційної колони в інтервалі

2120 | 3000

ОЦК | 1:500 | 0

0

0 | 100

1950

3000

АКЦ | 1:500 | 0

0 | 1950

3000

ГК, ЛМ | 1:200 | До і після перфорації

Газовий каротаж | 1:500 | В інтервалі

2120 – 3000 м

Геотермічний градіент | 1:500 | 0 | 3000

Сейсмокаротаж | 1:500 | 0 | 3000

Профілеметрія |

1:500 | При проведенні ст. каротажу по всьому відкритому стовбуру

Перфорація об’єкту проводиться з прив’язкою по ГК.

В процесі випробування проводити термометрію, вологометрію, дебітометрію, ІННК, локатор муфт і перфораційних отворів.

Перфорацію об’єкту проводити на зниженому рівні води через НКТ і лубрикатор.

Випробування перспективних горизонтів розглянуті в таблиці 1.10

Таблиця 1.10 – Випробування перспективних горизонтів в експлуатаційній колоні

№ об’єкту | Стратиграфічний індекс | Інтервал випробування, м

1 | РЄ | 2700 – 2965

1.8 Методика розкриття та випробування продуктивних горизонтів

Під розкриттям продуктивних горизонтів розуміють комплекс робіт, пов’язаний з розбурюванням продуктивних пластів, забезпеченням міцності і стійкості привибійної частини свердловини. Існує декілька способів розкриття продуктивних пластів. Вибір способу розкриття суттєво залежить від будови пласта, його колекторських властивостей, складу рідин і газів, які містяться в ньому, кількості продуктивних пропластків і коефіцієнтів аномальності пластових тисків.

При одному із способів (рисунок 1а) до розкриття