РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ НА КУДРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ НА КУДРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ...

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….. 4
1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………….. 5
1.1 Географическое расположение………………………………………… 5
1.2 История освоения месторождения…………………………………….. 6
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов………... 10
1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов…………………. 16
2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ……………... 23
2.1 Анализ показателей разработки месторождения……………………... 23
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин………………………….. 25
2.3 Анализ выполнения проектных решений……………………………... 31
2.4 Конструкция и оборудование скважин………………………………... 34
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………. 38
3.1 Система сбора и подготовки Кудринского месторождения………….. 38
3.2 Расчет материального баланса дожимной насосной станции………... 47
3.2.1 Материальный баланс первой ступени сепарации……………………. 47
3.2.2 Материальный баланс второй ступени сепарации……………………. 53
3.2.3 Общий материальный баланс установки……………………………… 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………… 59
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………….. 60

Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефте¬перерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.
Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.
Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопро водных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.
Цель моего курсового проекта является расчет материального баланса дожимной насосной станции на Кудринском месторождении.

Залежь литологически-экранированная. Ее размеры составляют 8,1×6,9 км, высота 13 м. Краткая характеристика залежей приведена в таблице. 1.1.Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кудринского месторожденияПараметрАС5-6БС6БС8ВНЗВНЗЧНЗВНЗ1234Средняя глубина залегания кровли (а.о.), м-1928-2237-2293Тип залежинеполнопластоваяпластово-сводоваяТип коллекторатерригенныйПлощадь нефтегазоносности, тыс.м21101212811105462483Средняя общая толщина, м, (В+С1)/С261,9/59,716,1/15,94,8/-5,3/-Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м3,74,64,312,31Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м24,14,5-3,0Коэффициент пористости, доли ед., (В+С1)/С20,22/0,220,20/0,190,22/-0,23/-Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед., (В+С1/С20,51/0,510,61/0,560,60/-0,58/-Проницаемость, 10-3мкм2, (В+С1/С2110/55/145100/70150/-140/-Коэффициент песчанистости, доли ед., (В+С1/С20,37/0,440,72/0,470,61/-0,78/-21Продолжение таблицы 1.11234Начальная пластовая температура, °С657480Начальное пластовое давление, МПа19,723,323,5Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*c3,682,863,82Плотность нефти в пластовых условиях, т/м30,8240,8150,824Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м30,8800,8640,874Абсолютная отметка ВНК, м-1935,0-2246,0-2305,0Объемный коэффициент нефти, доли ед.1,0801,0941,038Содержание серы в нефти, %1,241,091,59Содержание парафина в нефти, %2,794,363,29Давление насыщения нефти газом, МПа6,27,67,8Газовый фактор, м3/т373539Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*c0,480,430,42Плотн. воды в пластовых условиях, т/м31,0091,0061,006Сжимаемость, 1/МПа*10-4нефти4,674,674,67воды0,1600,1660,170породы6,35,0/3,69,913,9Коэффициент вытеснения, доли ед.0,4900,5130,516Впервые запасы нефти и растворенного газа по Кудринскому месторождению подсчитаны в 1989 году по залежам пластов БС8, БС6 и АС5-6 по результатам бурения четырех разведочных скважин (протокол ГКЗ СССР от 01.03.1989 г. № 10607).В последующие годы на месторождении велось активное эксплуатационное и поисково-разведочное разбуривание. Таким образом, по результатам бурения 105 скважин, а также накопив достаточный объем геолого-промысловой информации, был произведен пересчет запасов нефти продуктивных пластов утверждением их ГКЗ РФ (протокол № 812-дсп от 19.03.2003 г). Утвержденные запасы по пластам месторождения составили:пласт AС5-6 – C1 – 1 923 тыс. т, C2 – 1 316 тыс.тпласт БС6 – C1 – 4 105 тыс. т, C2 – 1 562 тыс.тпласт БС8 – В – 5 362 тыс. тпласт ЮС2 – С2 – 547 тыс. т. 22На Государственном балансе РФ на 01.01.2007 г. числятся утвержденные ГКЗ РФ запасы.Начальные геологические запасы нефти составили 14 815 тыс.т, в том числе по категории В – 5 362 тыс.т (36,2 %), по категории С1 – 6 028 тыс. т (40,7 %), С2 – 3 425 тыс. т (23,1 %).В 2006-2007 гг. на Кудринском месторождении проводились работы по переводу эксплуатационных скважин из простаивающего фонда пласта БС8 на вышележащие БС6 и АС5-6. В результате испытания 7 эксплуатационных и одной разведочной скважин произошло перераспределение запасов по категориям (протокол ГКЗ РФ 18/809 от 23.10.2007). В целом по месторождению начальные геологические запасы нефти составили 14 815 тыс.т, в том числе по категории В – 9 085 тыс.т (61,3 %), по категории С1 – 5 183 тыс. т (35 %), С2 – 547 тыс. т (3,7 %).Распределение запасов нефти по пластам и категориям месторождения представлено на рисунке. 1.4.Рисунок 1.4 - Распределение геологических запасов Кудринского месторождения по пластам и категориям232 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ2.1 Анализ показателей разработки месторожденияПо состоянию на 01.01.07 г. в целом по месторождению добыто 3177,8 тыс.т нефти и 14658,4 тыс.т жидкости, средний дебит скважин по нефти составил 7,3 т/сут, жидкости – 84,5 т/сут, среднегодовая обводненность продукции – 91,4 %. Текущий КИН составил 0,223 (утвержденный КИН – 0,420 д.е.) при отборе от НИЗ – 53,0 %.Основная доля добычи нефти в общем объеме приходится на пласт БС8 – 2304 тыс.т или 73 % от общей добычи. По пласту БС6 добыто 66,1 тыс.т (21 %), по пласту АС5-6 – 207,6 тыс.т или 7 % (рисунок 2.1).Рисунок 2.1 - Распределение накопленной добычи нефти по пластам БС8, БС6 и АС5-6. Кудринское месторождениеМаксимальный уровень добычи нефти в целом по месторождению 219 тыс.т был достигнут в 1990 г, т.е. уже на третий год после ввода месторождения в эксплуатацию. Темп отбора от НИЗ при этом составлял 3,65 %, от ТИЗ – 3,76 %. Действующий фонд добывающих скважин на тот момент составлял 55 единиц.24Рисунок 2.3 - Графики разработки продуктивных пластов Кудринского месторожденияРисунок 2.2 - Показатели эксплуатации продуктивных пластов Кудринского месторождения252.2 Анализ показателей работы фонда скважинНа Кудринском месторождении используется как фонтанный, так и механизированный способ добычи. С ростом обводненности продукции использование фонтанного способа стало невозможным, так как он не обеспечивал проектные дебиты. По этой причине до 1997 г. весь фонд скважин был оборудован УЭЦН и переведен на механизированный способ добычи. С 2000г. в фонд фонтанных скважин стали переводить высокообводненные скважины с периодическим режимом работы. По состоянию на 1.01.2007 г. эксплуатационный фонд Кудринского месторождения составляет 71 скважина. В составе действующего находятся 68 скважин из которых 42 эксплуатируются с помощью ЭЦН и 26 фонтанным способом. В бездействие находятся 3 скважины (таблица 2.1)Таблица 2.1 - Состояние эксплуатационного фонда Кудринского месторождения на 1.01.2007 г.Категория фондаОбъектыВсегоАС5-6БС6БС8Эксплуатационный фонд10273471в т.ч. ФОН581528ЭЦН5191943ШГНДействующий фонд10273168в т.ч. ФОН581326ЭЦН5191842ШГНБездействующие33в т.ч. ФОН22ЭЦН11ШГНВ освоении%бездействующего фонда от эксплуатационного008,84,226В бездействие скважины находятся по техническим причинам – скв. № 153, 429 находятся в бездействие вследствие аварий (полет ЭЦН), № 223 по причине не герметичности эксплуатационной колонны. Скважины, эксплуатируемые фонтанным способом, работают в периодическом режиме (1 час в сутки). Причина перевода в накопление – высокая обводненность, более 95-98 %. Все они, кроме 4-х № 401, 408, 418, 423 оборудованы ЭЦН – фонтанирование осуществляется через насос. Технологические характеристики работы скважин с фонтанным способом эксплуатации, составленные по информации, предоставленной геологической службой предприятия ООО «РН – Юганскнефтегаз» по состоянию на 1.01.2007г. («Технологический режим работы нефтяных скважин по пластам») приведены в таблице 2.2.Таблица 2.2 - Технологические характеристики работы скважин с фонтанным способом эксплуатации№ скв.Состояниенасосное оборудованиедебит жидкостиОбводненность,%Забойное давление, МПаПластовое давление, МПаКоэф. продук-тивности, м3/сут/атм12345678Пласт АС5+6169в накоп.ЭЦH-30-170612,694,96,018,00,11214в накоп.ЭЦН5-200-101418,899,112,718,54,56423в накоп.18,598,213,918,00,492008Pв накоп.ЭЦН-125-161318,798,312,419,42,132010Pв накоп.ЭЦН5-50-155015,997,412,517,90,31БС6102в накоп.ЭЦН5-50-15509,394,811,618,90,07114в накоп.ЭЦH5-80-120018,798,37,920,50,96208в накоп.ЭЦН-50-13009,395,816,218,31,05215в накоп.ЭЦНА5-80-197018,899,812,219,91,5027Продолжение таблицы 2.2 12345678БС8116в накоп.ЭЦН-50-130012,297,318,923,40,29151в накоп.ЭЦН-50-130018,199,20,019,00,10152в накоп.ЭЦН-80-14009,497,210,623,50,39161в накоп.ЭЦН-50-17009,395,512,020,70,63205в накоп.8,984,60,023,2219в накоп.ЭЦН-50-130012,297,319,823,00,40234в накоп.ЭЦН-50-13009,395,516,820,11,84401в накоп.11,396,813,222,90,05408в накоп.14,097,214,723,10,18411в накоп.ЭЦН-50-13009,395,512,317,90,18418в накоп.13,197,315,621,70,16422в накоп.ЭЦН5-50-20009,393,87,118,40,28432в накоп.DN-440-13009,395,514,417,90,66Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН: На 1.01.2007 г. с использованием УЭЦН на месторождении ведут добычу 42 скважины (62 % от всего действующего фонда). За 2006 год скважинами оборудованными УЭЦН добыто 167,4 тыс.т (98,5 % от общей добычи). Основная доля накопленной добычи нефти также приходится на фонд скважин оборудованных УЭЦН – 3112,7 тыс.т (98 % от общей добычи). Таким образом, применение УЭЦН является основным способом добычи на Кудринском месторождении.В таблице 2.3 приведены используемые типоразмеры электроцентробежных насосов и технологические характеристики работы скважин, оборудованных УЭЦН. 28Таблица 2.3 - Технологические показатели действующих скважин оборудованных ЭЦН№ скв.Состоя-ниеТип насосадебит жид-кости, т/сутОбводнен-ность, %ДавлениеН сп, мН д, мК пр, м3/сут/атмЗабой- ное, МПаПласто-вое, МПаПласт А5+687Праб.2ВННПИ5А-199-1319178769,417,018009052,35174раб.ЭЦН-50-1556609110,118,318809870,73207ост.ЭЦН-160-168818,01820318раб.DN-3050N-1555424689,417,818969155,06424раб.DN-4300-15007269510,717,9186078910,15БС61Kраб.ЭЦН-400-1998350846,519,6233016342,69100раб.ЭЦН-80-1228379712,317,6190010940,70115раб.ЭЦH-250-1905230887,620,5210015801,78155раб.ЭЦН-80-20551239514,218,423395722,96164раб.ВНН-79-18541209114,623,721201198200раб.ЭЦН-400-13953309311,318,5230010414,55203раб.ЭЦН-250-1838225958,118,0196014802,27211раб.ЭЦН-200-1975205947,618,1227015811,95212ост.ЭЦН-80-200089018,922401594-0,20213раб.ЭЦH-160-1750148899,316,7208014692,01220раб.ЭЦH-160-1626130898,519,8180014191,15225раб.DN-1750-1734200947,918,5214014911,89226раб.ЭЦН5-200-1393180919,817,2162014232,44228раб.ЭЦН-250-1960142705,518,6220418281,10229раб.ЭЦН-250-1732200938,521,6206016391,53232раб.DN-5800-1500620899,318,7201014506,57407раб.ЭЦН5А-250-14001729510,118,5204012522,05430в накоп.ЭЦН-80-1794929910,417,7182013121,262009Pраб.ЭЦН-200-1592154958,115,3182214612,15БС82Kраб.ЭЦН-200-1957150817,718,4211015551,41162раб.ЭЦН-200-19302209612,122,0214010572,22180раб.ЭЦН5А-160-1980165877,121,6220017351,14201раб.ЭЦН-125-1926145927,918,5218015881,37204раб.ЭЦН5-45-185337899,117,3204014610,45210раб.ЭЦН-400-1500285949,720,4190014732,65216раб.ЭЦН-30-207820857,518,3230417210,19235раб.ЭЦН-125-205782857,515,5220016471,02323раб.ЭЦH-160-1926110949,216,3174014901,56403раб.ЭЦНМ5-160-2000120918,418,2225015041,22404раб.ЭЦН-80-2101439612,219,5249010700,59409в накоп.ЭЦН-45-164616107,222,5226016010,10410раб.ЭЦН-200-16872309111,218,8180112513,05415в накоп.DN-440-1291109313,018,2174010830,19416раб.ЭЦН-125-200455537,214,8227516700,72417раб.DN-3000-1700403938,315,8228015295,36428раб.ВНН-79-194470848,014,6226015801,06431раб.ЭЦН-125-1995101939,216,5220014191,3929Технологические показатели составлены по информации, предоставленной геологической службой предприятия ООО «РН – Юганскнефтегаз» по состоянию на 1.01.2007 г. («Технологический режим работы нефтяных скважин по пластам»). Применяемые для добычи нефти УЭЦН имеют достаточно высокие показатели эксплуатационной надежности. Коэффициент использования фонда скважин УЭЦН равен 0,95 коэффициент эксплуатации 0,81.Рисунок 2.4 - Распределение действующих скважин эксплуатируемых ЭЦН по забойным давлениямМежремонтный период работы скважин (МРП), оборудованных УЭЦН, за 2006 год на Кудринском месторождении составил 445 суток. Основными причинами отказов – падение величины сопротивления кабеля до нуля и отсутствие подачи. По скважинам работающих с ЭЦН забойные давления изменяются в следующих пределах: на пласте АС5-6 от 9,4 до 10,7 МПа при давлении насыщения 6,2 МПа, на пласте БС6 от 5,5 до 14,6 МПа при давлении насыщения 7,6 МПа, на пласте БС8 от 7,1 до 13 МПа при давление насыщения 7,8 МПа (рисунок 2.4).30Значительная часть скважин (18 ед.) работает с забойными давлениями, превосходящими давление насыщения на 2-15,3 МПа, и имеют резерв для его снижения, оптимизацией насосного оборудования, переводом на форсированный отбор жидкости. Также имеются скважины работающие с забойными давлениями меньше давления насыщения – 2 скв. на объекте БС6 и 7 на объекте БС8. В данных скважинах существует риск проявления нежелательных явлений: необратимая деформация коллектора, разрушение призабойной зоны скважины и др. Дальнейшее снижение забойного давления нежелательно и возможно только после проведения детального исследования состояния скважины и призабойной зоны.Рекомендуемый вариант дальнейшей разработки месторождения предусматривает поддержание забойного давления на уровне, исключающего возможность образование конусов воды – для пласта АС5-6 – 14,1 МПа, для пласта БС6 – 16,7 МПа, для БС8 – 14,4 МПа.Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН (организационные и технологические):- Контролировать соблюдение технологии проведения работ и выполнения регламентирующих документов на ремонт, монтаж и эксплуатацию скважин, оборудованных УЭЦН;- Проводить тестирование на испытательных стендах с определением гидравлических и вибрационных характеристик парка ремонтных УЭЦН;- Выполнить проверку всех партий крепежных болтов и шпилек, поступающих для замены, на соответствие их ГОСТ (геометрические характеристики, химический состав металла, прочностные характеристики);- Использовать только ресурсный крепеж, прошедший необходимые усталостно-прочностные испытания;- При ремонте оборудования выполнять проверку всех узлов ПЭД, гидрозащиты и насосов соответствующими калибрами;31- Замену и модернизацию действующего парка наземного оборудования проводить с использованием станции управления нового поколения, «Борец-01», «Электрон-04», имеющие более широкий спектр возможностей контроля и управления УЭЦН.Таким образом, основным способом добычи на Кудринском месторождении является применение УЭЦН имеющие достаточно высокие показатели эксплуатационной надежности. Коэффициент использования фонда скважин УЭЦН равен 0,95, коэффициент эксплуатации 0,81.Проектные показатели разработки, физико-химические свойства добываемой продукции и геологические характеристики объектов разработки в перспективе позволяют рекомендовать применение механизированного способа добычи нефти с преимущественным использованием УЭЦН. 2.3 Анализ выполнения проектных решенийСопоставление фактических показателей разработки месторождения с проектными за 2003-2004 гг. проведено в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Кудринского месторождения», за 2005-2006 гг. - с «Анализом разработки Кудринского месторождения», 2005 г.В таблице 2.4 представлено сравнение проектной (по «Дополнению к технологической схеме разработки Кудринского месторождения», 2003 г.) и фактически реализованной на 01.01.2007 г. систем разработки Кудринского месторождения.Наиболее слабо освоен пласт АС5-6, на 01.01.2007 г. в работе находилось только 10 добывающих скважин, хотя такое количество скважин соответствует проекту. На объекте БС6 для полной реализации ранее принятой системы разработки осталось осуществить мероприятия по оптимизации ППД, а именно перевод под закачку скв. № 102, перевод в нагнетательный фонд 6 скважин с пласта БС8 и пробурить 6 нагнетательных скважин.Проектный годовой уровень добычи нефти в 2006 году оценивался в объе-32ме 170,8 тыс.т, жидкости – 2009,0 тыс.т, фактические уровни соответствуют проектным – 170,0 тыс.т и 1968,0 тыс.т соответственно. При этом фонд скважин выше проектного на 4 ед. или 6 %. Здесь имеет место улучшение состояния разработки, поскольку в 2003-2005 гг. добыча нефти и жидкости превышали проектный уровень на 15-20 % по нефти и на 35-50 % по жидкости при фактическом фонде добывающих скважин ниже проектного на 5-12 %. Причины таких превышений подробно рассмотрены в «Анализе разработки», 2005 года и на заседании ЦКР Роснедра 16.03.2006 г.Таблица 2.4 - Сравнение проектной и фактически реализованной на 01.01.05 систем разработки пластов Кудринского месторожденияТехноло-гический документДоп. к ТСР-2003 г.фактДоп. к ТСР-2003 г.фактДоп. к ТСР-2003 г.фактПластАС5-6БС6БС8Система размещения скважинТрех-ряднаяНе сформированаТрех-ряднаяТрех-ряднаяТрех-ряднаяШести-ряднаяВскрытие пластовРаздельноеСетка скважинРавномерная треугольнаяРасстояние между добываю-щими скважинами500Размещение нагне-тательных скважинЦентраль-ный разре-зающий ряд + приконтур-ное-Централь-ный разре-зающий ряд + приконтур-ноеЦентраль-ный разре-зающий ряд + приконтур-ноеЦентраль-ный разре-зающий ряд + приконтур-ноеПрикон-турноеФактическая степень распростра-нения сетки скважинЦентрЦентр и северВся площадь пластаПревышение фактических уровней добычи нефти над проектными обусловлено более высокими фактическими дебитами нефти и жидкости (в два раза и бо33лее), что в свою очередь вызвано проведением масштабных мероприятий по оптимизации работы насосного оборудования. Динамика фактических средних дебитов нефти и жидкости в сопоставлении с проектными представлена на рисунке 2.5.Рисунок 2.5 - Сопоставление проектных и фактических дебитов нефти и жидкости. Месторождение в целом Тогда же установлено, что интенсификация отборов нефти позволила увеличить темпы отбора запасов, не принеся вреда недрам.Рисунок 2.6 - Сопоставление фактической и проектной добычи нефти,жидкости и фонда скважин. Месторождение в целомФактическая закачка воды на месторождении несколько превышала проектную величину в 2003-2005 годах на 5-10 %, но в тоже время текущая компенсация отборов во все эти годы была ниже проектной. Снижение фактического уровня закачки в 2006 году на 25 %, вызвано отставанием темпов оптимизации системы ППД (не введены под закачку 3 скважины). Здесь необходимо также указать на некорректное суммирование показателей «госплановской таблицы» по отдельным пластам. 34Так в целом по месторождению в 2005 г. как действующий, так и эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по авторам составляет 17 ед., ввод нагнетательных скважин – 2, в том числе из них добывающих – 2. 34Суммируя по пластам, эксплуатационный фонд – 25 ед. (4 – АС5-6, 6 – БС6 и 15 – БС8), действующий – 23 (4 – АС5-6, 5 – БС6 и 14 – БС8), ввод нагнетательных скважин – 6, в том числе из добывающих – 2. В 2006 г. в целом по месторождению нагнетательные скважины не вводятся, по пласту БС6 переводятся с пласта БС8 3 нагнетательные скважины. Совместных скважин на месторождении нет.Таким образом, некоторое несоответствие фактических и проектных показателей разработки Кудринского месторождения до 2005 г. обусловлено в основном различием дебитов нефти и жидкости, которые в свою очередь связаны с проведением большого количества мероприятий по оптимизации работы насосного оборудования. В тоже время, в 2006 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным практически по всем показателям (за исключением закачки).2.4 Конструкция и оборудование скважинКонструкция скважин принимается в зависимости от ожидаемого геологического разреза разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию. При бурении наклонно-направленных скважин до проектной глубины при прохождении определенных интервалов глубин возможны следующие осложнения по стволу скважин:0-750 м - обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, прихватоопасные зоны; 750-1050 м - слабые обвалы стенок скважины, осыпи, затяжки инструмента;1050-1900 м- слабые водопроявления, разжижение бурового раствора, cужение ствола скважины;1900-2300 м - газонефтепроявления, слабые обвалы стенок скважины, сужение ствола, прихваты и затяжки инструмента при длительном простаивании. 35Геологический разрез месторождения является сложным с точки зрения проводки ствола скважины. Характерным для этого разреза является: повышенная прихватоопасность в проницаемой части разреза, сальникообразование и неустойчивость пород (породы Талицкой и Люлинворской свит), обогащение раствора выбуренными глинами (следствие неустойчивости пород Талицкой свиты). В связи с этим предлагается комплекс мер, обеспечивающий безаварийную проводку скважин:-рекомендуется применение эффективных смазывающих добавок – радиогрин, цитал, Лубри-М (антиприхватная смазочная добавка) и др. и системы буровых растворов, например «Ликсол», минимизирующие осложнения при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород;- оптимизировать режимы промывок и параметры бурового раствора при прохождении неустойчивых пород;- применение современных буровых установок (это исключит применение гидроизлучателей, которые во многих случаях не эффективны).