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 – 4200, 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; 3820-4200.
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 – 4200 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 – 1800;
4) 1800 – 2480;
5) 2480 – 2840;
6) 2840 3060;
7) 3060 3200;
8) 3200 3820;
9) 3820 4200.
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, II, III, VI, VIII (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. Также выполняются требования при бурении пород II группы. Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита при бурении пород III группы даёт высокую устойчивость стенок скважины, и при этом не возникают прихваты и затяжки. Высокие показатели работы долота на забое – это главное требование при бурении пород VI группы, этот раствор удовлетворяет и этому требованию. Имея, малую водоотдачу глинистый раствор на основе высококачественного бентонита удовлетворяет условиям бурения пород VIII группы. Изменение температуры от -2,00 до 83,150С также позволяет использовать этот раствор.