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

При этом необходимо:

проработать сужения ствола скважины, возникшие в результате текучести солей;

поднять колонну бурильных труб в башмак последней обсадной колонны;

закрыть превентор;

создать избыточное давление;

установить наблюдение за изменением давления на устье скважины (до 10 ч).

Избыточное давление на устье скважины создают исходя из условия соответствия плотности бурового раствора (1,3; 1,4; 1,5; 1,6 г/см3 и т.д.). Рост избыточного давления в период наблюдения указывает на течение солей и требует дальнейшего увеличения избыточного давления на устье скважины. Плотностью бурового раствора будет та, при которой избыточное давление в период наблюдения остается постоянным.

За первоначальную плотность принимают нижний предел плотности выбранного бурового раствора. Первоначальную плотность бурового раствора проверяют на ограничительное требование - сужение скважины за 2 сут не должно быть более 0,5 % номинального диаметра ствола скважины (диаметр долота). Контроль за скоростью течения солей осуществляют с помощью профилеметрии. В случаях, когда при выбранной плотности вышеизложенное требование нарушается, производят утяжеление бурового раствора до значения, при котором это требование соблюдается. Верхний предел плотности выбранного бурового раствора должен быть меньше плотности, приводящей к гидроразрыву вышележащих пород. При разбуривании глубокозалегающих пластов магниевых солей, а также при вскрытии линз с рапой плотность бурового раствора подбирают путем поэтапного утяжеления его до значения, не приводящего к гидроразрыву вышележащих пород. При содержании в фильтрате ионов магния 1-2 % рекомендуется переходить к поэтапному утяжелению бурового раствора.

Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений, связанных с разбуриванием хемогенных пород, сводятся к следующему.

Мероприятия по предупреждению осложнений, связанных с нарушением устойчивости хемогенных пород в процессе бурения, составляют на основе данных проекта на строительство скважины, геологической информации и наличия материалов и химических реагентов для приготовления и поддержания свойств бурового раствора. В плане работ указывают

интервалы бурения с неизменными показателями минерального состава толщи и забойной температуры. По изменению этих показателей определяют границы перехода с одного типа бурового раствора на другой.

К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразова-ния. Причиной образования каверн являются растворимость (табл. 5.7) и размыв солей.

Растворимость солей можно уменьшить путем:

применения нерастворимых сред - буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий;

подавления растворимости одной соли другой в соответствии с закономерностями солевого равновесия;

перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5 - 10%) для исключения возможности растворения пластовой соли в призабойной зоне при более высокой температуре.

С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофита необходимо:

соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности бурового раствора;

использовать способ бурения скважины "опережающим стволом";

увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной колонны на 0,05 м по сравнению с общепринятым.

Для снижения скорости пластического течения солей рекомендуется осуществлять многократные промывки скважины охлажденным раствором, который берется из запасных емкостей, с целью снижения забойной температуры.

Прокачка буферной жидкости перед началом подъема колонны бурильных труб в ходе бурения и проработок позволяет предупредить ряд осложнений, связанных с разбурива-

Т а б л и ц а 5.7

Растворимость (в г/л) некоторых солей в воде

нием хемогенных пород. Буферную жидкость выбирают в зависимости от используемого бурового раствора:

для эмульсионного раствора, насыщенного хлористым натрием, - воду с сульфонолом до 0,5 %;

для хлормагниевых, хлоркальциевых, гидрогеля рассолов или РНО - воду, насыщенную хлористым натрием.

Объем буферной жидкости составляет 10 - 20 м3, прокачивают его в один или несколько приемов (2-3 пачки по 5-

7 м3).

Прихваты колонны бурильных труб, возникшие в результате пластического течения солей, можно ликвидировать путем смены бурового раствора на воду. Для ликвидации рапо-проявлений необходимо провести следующие работы:

поднять колонну бурильных труб выше линзы с рапой на

200-300 м;

провести разрядку "линзы" путем многократных промывок буровым раствором, используемым для разбуривания хе-могенных пород;

восстановить исходную плотность бурового раствора до проектной.

При ликвидации значительных (по продолжительности и мощности) рапопроявлений необходимо:

либо перейти на известково-битумный раствор, при использовании которого можно отделить рапу в процессе бурения скважины;

либо произвести зарезку "второго ствола" с отклонением от вскрытой линзы.

В тех случаях, когда скважина перешла в аварийное состояние, работы по ликвидации последствий осложнений выполняют по специально разработанному руководством бурового предприятия плану.