Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 [ 112 ] 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

бора профилактических мер, минимизирующих возможность осложнений при условии наименьшего снижения коммерческой скорости бурения. В нее должна входить следующая информация:

описание предполагаемой трещиноватости: генезис трещин (тектонические, литологические, смешанные), возможные система ориентации, густота, диапазон раскрытости, вероятность вскрытия скважиной крупных трещин, способных вызвать высокоактивные проявления либо поглощения и требующих принятия специальных мер;

интервал глубин предполагаемой локализации трещин в разрезе;

насыщение трещин (нефть, газ, вода, ее солевой состав, минерализация, агрессивность);

восприимчивость трещиноватых пород к воздействиям буровых растворов (гидрофильность или гидрофобность, набу-хаемость, пептизация, диспергация расклинивающими давлениями гидратных пленок и т.п.);

вид и вероятность возможных осложнений, связанных с разрушением трещиноватых пород.

К профилактическим - назначаемым при проектировании скважины - относятся следующие меры:

введение в буровой раствор наполнителей, способных блокировать проницаемость наиболее широких предполагаемых трещин;

выбор типа и рецептуры бурового раствора с учетом необходимости противодействия наработкам бурового раствора и другим явлениям, сопровождающимся изменением реологических свойств и плотности;

при проходке ствола в нефтегазонасыщенных трещинных коллекторах, когда возможны диффузионное насыщение бурового раствора газом и газопроявления, введение в буровой раствор реагентов-пеногасителей;

применение для очистки бурового раствора устройств, противодействующих его наработке;

ограничение скорости СПО и применение промежуточной промывки скважины с контролем по стабилизации давления на стояке нагнетательной линии.

5.2. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С РАЗБУРИВАНИЕМ ХЕМОГЕННЫХ ПОРОД

Осложнения при разбуривании хемогенных пород проявляются в виде каверн, образованных в результате растворения и размыва солей, или сужений ствола, обусловленных их течением. Исходной информацией для составления прогноза зон возможных осложнений, связанных с разбури-ванием хемогенных пород, являются глубина залегания соле-носной толщи, ее мощность, минералогический состав, пластовая температура, а также геостатическое давление вышележащих пород.

Критерием оценки устойчивости хемогенных пород следует считать ее пластовую температуру. Температуру, при которой соли теряют свою прочность, а устойчивость стенок скважины сохраняется за счет уравновешивания геостатического давления гидростатическим, называют критической. Критические температуры для наиболее распространенных солей приведены в табл. 5.2.

Косвенная оценка статической прочности соляных пород в зависимости от пластовой температуры позволяет установить вид и интервалы возможных осложнений на стадии проектирования. Статическая прочность основных соляных пород в зависимости от температуры приведена в табл. 5.3.

При условии, что:

пластовая температура равна или меньше критической, когда напряжения, действующие в массиве соленосной толщи, не превышают статическую прочность соли, то возможно образование каверн (растворение и размыв соли);

пластовая температура выше критической, когда напряжения, действующие в массиве соленосной толщи, превышают статическую прочность соли, то возможно сужение ствола скважины (течение солей).

Т а б л и ц а 5.2 Критические температуры для некоторых солей

Т а б л и ц а 5.3

Зависимость статической прочности соляных пород от температуры

В процессе бурения скважины с целью уточнения глубины залегания соленосной толщи, ее мощности, минералогического состава, а также температуры и геостатического давления вышележащих пород используют данные промыслово-геофизических исследований, механического каротажа, про-филеметрии, термометрии. При вскрытии соляных пород имеет место резкое увеличение механической скорости; в ангидритах до 2 - 8 м/ч; в галитах до 10 - 20 м/ч; в калийно-магниевых солях до 20 - 60 м/ч. Максимальные каверны (более 80 см), отмеченные на профилеграммах, при разбури-вании хемогенных пород указывают на наличие в исследуемом интервале пропластков калийно-магниевых солей. С целью определения наличия ионов магния в фильтрате бурового раствора (пластов бишофита) регулярно производят контроль за его химическим составом.

Исходные данные, необходимые для принятия решений по разработке мер предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости соляных пород, сводятся в таблицу следующей формы (табл. 5.4).

Т а б л и ц а 5.4