Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
1-3 / КР по БПЖ Восточно-Колвинской площади.docx
Скачиваний:
54
Добавлен:
11.03.2016
Размер:
542.67 Кб
Скачать

4.6 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважины

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения: поглощения промывочной жидкости; газонефтепроявления; нарушения устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины кавернообразованием; затяжки, прихваты бурильной колонны; искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газонефтепроявлений является нарушение условия: , при выполнении каких-либо операций в скважине.

Таким образом, возможность возникновения этих осложнений и необходимые условия для их предотвращения уже определены при учете влияния давлений на расчленение разреза.

Нарушение устойчивости стенок скважины характерно для глинистых пород. Если глинистые породы встречаются в разрезе в виде толщ большой мощности, то они выделяются в самостоятельные интервалы по литологическому признаку. Часто глинистые породы встречаются в виде пластов ограниченной толщины, чередующихся с песчанистыми или карбонатными устойчивыми породами. Устойчивость глин в таких случаях зависит от их минералогического состава, вида поглощенных катионов, влажности, степени уплотненности, толщины глинистых пластов, частоты их чередования с песчаными или другими устойчивыми породами.

Возникновение затяжек и прихватов бурильной колонны может быть связано с нарушением устойчивости стенок скважины. В таком случае интервал разреза, выделенный вследствие жестких требований к буровому раствору из-за опасности обвалов или сужения ствола, признается и прихватоопасным.

Другой широко распространенной причиной затяжек и прихватов является прижатие дифференциальным давлением бурильной колонны к стенке скважины, покрытой фильтрационной коркой. Толщина фильтрационной корки, ее адгезионные свойства зависят от вида, состава и свойств промывочной жидкости.

На основании всего вышеизложенного произведем уточнения в расчленении геологического разреза:

1) Интервал 0 – 250, разрез неустойчив, подваливание стенок скважины, размыв устья, кавернообразование при прохождении супесей и суглинков, оттаивание ММП;

2) Интервал 250 – 1800, разрез неустойчив, подваливание стенок скважины, сальникообразование. При превышении противодавления на пласт возможн частичное поглощение бурового раствора;

3) Интервал 1800 – 4100, разрез сравнительно неустойчив, возможно подваливание аргиллитов кунгурского яруса, при прохождении ангидритов серпуховского яруса коагуляция бурового раствора (интервал 2890-3060м). При превышении противодавления возможно поглощение бурового раствора с полной потерей циркуляции в кавернозных известняках франского яруса. При снижении противодавления на пласт с глубины 3400м возможны нефтеводопроявления.

С учетом осложнении, происходящих во время бурения, получаем следующие интервалы:

0 – 200; 200 – 250; 250 – 1800; 1800 – 2480; 2480 – 2840; 2840 – 3060; 3060-3820; 3820-4100.

4.7 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды

При бурении непродуктивной части разреза основные требования к промывочной жидкости состоят в том, что она должна обеспечивать проводку скважины при минимуме осложнений и высоких показателей работы долота.

В процессе первичного вскрытия продуктивного пласта обеспечение высоких показателей работы долота отступает на второй план. Основным требованием к промывочной жидкости становится минимальное загрязнение продуктивного пласта, обеспечение высокой продуктивности скважины. Выдвижение этого нового требования обусловливает необходимость выделения в самостоятельный технологический интервал участка геологического разреза, где расположены нефтегазоносные пласты, которые будут одновременно эксплуатироваться данной скважиной. В нашей проектной скважине нефтегазоносные пласты расположены на глубине 3200 – 4100 м, водоносные на глубинах 0-250 м и 250-1580 м.

Проводя расчленение по литологическому составу с учетом пластового давления и давления поглощения, температуры горных пород, осложнений, необходимости охраны недр и окружающей среды, получим следующие технологические интервалы:

1) 0 – 200;

2) 200 – 250;

3) 250 – 1580;

4) 1580 – 1800;

5) 1800 – 2480;

6) 2480 – 2840;

7) 2840  3060;

8) 3060  3200;

9) 3200  3820;

10) 3820  4100;

5 ВЫБОР ВИДА БУРОВОЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

На выбор промывочной жидкости влияют многие факторы, они приведены ниже:

  • степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы;

  • растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы;

  • способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем: способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы;

  • характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура;

  • величины пластового давления и давления поглощения и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты;

  • температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости;

  • Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов;

  • способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты;

  • способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот;

  • способ бурения;

  • наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости;

  • географическое местоположение скважины. Экологические снабжения, требования к утилизации сточных вод и шлама;

  • доступность места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;

  • затраты на бурение интервала.

Требованиям к буровому раствору для бурения пород I, III, V, VI (т.е. по всему геологическому разрезу) удовлетворяет глинистый раствор на основе высококачественного бентонита. Для пород I группы: при применение этого раствора создаётся тонкая, но плотная глинистая корка. Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита при бурении пород III группы даёт высокую устойчивость стенок скважины, и при этом не возникают прихваты и затяжки. Также выполняется требования при бурении пород V группы. Высокие показатели работы долота на забое – это главное требование при бурении пород VI группы, этот раствор удовлетворяет и этому требованию. Изменение температуры от -2,00 до 83,150С также позволяет использовать этот раствор.