Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент-2000

2.12. Буровые растворы 

---

56 
2.12.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими 
мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия 
бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное 
вскрытие продуктивных горизонтов. 
2.12.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов 
должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в 
интервале совместимых условий. 
2.12.3. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового 
раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины 
скважины и аномальности пластового давления: 
Таблица 2 
Глубина 
скважины 
(интервал), м 
Минимальное превышение гидростатического давления столба 
раствора над пластовым (репрессия), кгс/см² 
для 
нефтеводонасыщенных 
пластов 
для газоносных, газоконденсатных пластов, а 
также пластов в неизученных интервалах
разведочных скважин 
<1000 
1001-2500 
2500-4500 
>4501 
10,0 
15,0 
20,0 
25,0 
15,0 
20,0 
22,0 
27,0 
К указанному выше значению репрессии добавляется величина произведения А К
ан,
где 
А - коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско-
подъемных операциях; К
ан
-коэффициент аномального пластового давления (проектного 
или фактического) по отношению к гидростатическому при плотности воды 1 г/см². При 
диаметре ствола скважины d<215,9 мм-А = 5, при d >215,9 мм -А=3. 
Пример расчета суммарной репрессии 
В интервале 4000-5000 м диаметр ствола скважины 165 мм, вскрывается 
газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К
ан
=1,8, тогда суммарная 
репрессия будет: 
Р=22,5+(1,8х5)=31,5~32 кгс/см², 
где Р - дополнительное давление на пласт (суммарная репрессия).