1-3 / Новая папка (2) / Документ Microsoft Office Word (6)
.docxВозникновение 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 пласты располагаются на глубине 200 – 1580 м и 1580 – 4050 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) 3400 3820;
10) 3820 4050;
11) 4050 4100.