Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении

курсовая работа

График совмещённых давлений

Градиенты давлений, определенные по указанной методике, указаны в таблице «Давление по разрезу скважины».

В соответствии Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности», п. 210 гидростатическое давление бурового раствора на забой ствола скважины при вскрытии продуктивного горизонта должно превышать проектное пластовое давление на величину не менее 5%. При этом противодавление на продуктивный пласт не должно превышать пластовое давление на 2,5^3,0 МПа. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва пласта или поглощение бурового раствора.

С учетом указанных требований плотность бурового раствора должна удовлетворять соотношению:

для H = 0-1200 м. Рпл*1,1*103/9,81*Н < < (Pпл+1,5)103/9,81*Н

для Н = 1200 м - проект Рпл*1,05*103/9,81*Н < < (Pпл+3,0)103/9,81*Н

- плотность бурового раствора, г/см3;

Рпл - величина пластового давления в конце интервала, МПа;

Н - глубина пласта, м.

Для заданных в таблице «Давление по разрезу скважины» пластового давления и глубин плотность буровых растворов должна находиться в пределах:

В интервале 0-160 1,121 < р < 1,97; принимаем р =1,16-1,18 г/см3;

В интервале 160-1100 1,121 < р < 1,158; принимаем р =1,14-1,16 г/см3;

В интервале 1100-2000 1,07 < р < 1,17; принимаем р =1,07-1,10 г/см3.

Делись добром ;)