На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:
- поглощения промывочной жидкости;
- газонефтепроявления;
- нарушение 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. Тем не менее в практике бурения имеет место случаи, когда при выполнении условия происходит проникновение в скважину минерализованной пластовой воды.
Нарушение устойчивости стенок скважины характерно для глинистых и соленосных пород. Устойчивость глин зависит от их минералогического состава, вида поглощенных катионов, влажности, степени уплотненности, толщины глинистых пластов, частоты их чередования с песчаными и другими устойчивыми породами.
Возникновение затяжек и прихватов бурильной колонны может быть связано с нарушением устойчивости стенок скважин. В таком случае интервал разреза признается прихватоопасным. Степень опасности возникновения прихватов повышается при увеличении толщины фильтрационной корки, ее липкости, длины участка соприкосновения бурильной колонны со стенками скважины.
В результате уточнения с учетом осложнений получим 9 интервалов:
0 – 210; 210 – 1836; 1836 – 2200; 2200 – 2600; 2600 – 2750; 2750 – 2764; 2764 – 4065; 4065 – 4500; 4500 – 4700.
|
|
| Нефтегазоводопроявления
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Стратигра-
| Интервал,
| Вид
| Плотность
| Условия
| Характер
|
| фический
|
|
| проявляемого
| смеси при
| возникновения
| проявления
|
| индекс
| м
| флюида
| проявлении,
|
|
|
|
| от
| до
|
| кг/м3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| K1, J, T, P
|
|
| вода
|
|
| Перелив воды, снижение плотности
|
|
|
|
|
|
|
| и увеличение водоотдачи бурового
|
|
|
|
|
|
|
| раствора.
|
|
|
|
|
|
| Снижение противодавления на пласт
| Появление на поверхности бурового
|
|
|
|
|
|
| вследствие:
| раствора пленки нефти, снижение
|
| P2 uf+ P1k
|
|
| нефть
|
| - снижения плотности бурового раствора,
| плотности бурового раствора за счет
|
|
|
|
|
|
| - снижения уровня бурового раствора в
| разгазирования, перелив бурового
|
|
|
|
|
|
| скважине из-за недолива или поглоще-
| раствора, увеличение уровня бурово-
|
|
|
|
|
|
| ния.
| го раствора в приемных емкостях.
|
| P1ar - C1ok
|
|
| минерализо-
|
|
| Перелив воды, снижение плотности
|
| C1t - D3dm
|
|
| ванная
|
|
| и увеличение водоотдачи бурового
|
| D3f
|
|
| вода
|
|
| раствора.
|
|
|
|
|
|
| Снижение противодавления на пласты
|
|
|
|
|
|
|
| вследствие:
| Появление на поверхности бурового
|
|
|
|
|
|
| -снижения плотности бурового раствора;
| раствора пленки нефти, снижение
|
|
|
|
|
|
| -падения уровня бурового раствора в
| плотности бурового раствора за счет
|
| D2 gv - D2ef
|
|
| нефть
|
| скважине из-за недолива или поглощения;
| разгазирования, перелив бурового
|
|
|
|
|
|
| недостаточной дегазация раствора при
| раствора, увеличение уровня бурово-
|
|
|
|
|
|
| вскрытии продуктивного пласта.
| го раствора в приемных емкостях.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Осыпи и обвалы стенок скважины. Кавернообразование
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Стратигра-
| Интервал,
| Сведения по ранее пробуренным скважинам
|
|
|
|
|
|
| фический
|
|
| Тип
| Плот-
| Значе-
| Время до
| Интенсив-
|
|
|
|
|
|
| индекс
| м
| бурового
| ность
| ние
| начала
| ность
|
|
|
|
|
|
| фический
| от
| до
| раствора
| бурово-
| показа-
| осложнения,
| осложне-
| Условия и причины возникновения
|
| индекс
|
|
|
| го раст-
| теля
| сут
| ния,
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| вора
| фильт-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| рации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| кг/м3
| см3/30 мин.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Наличие в разрезе ММП, рыхлых и слабосцементированных пород.
Осложнения могут возникать при использовании бурового раствора с низкими структурно-реологическими показателями и высокой фильтрацией.
|
| Q-К1
|
|
| глинистый
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Осложнения могут возникать при использовании бурового раствора с высокой фильтрацией, при снижении уровня жидкости в скважине за счет поглощения или недолива.
|
| K1 - J, - T -
|
|
| полимер-
| 1120-
| до 10
| н.д.
| н.д.
|
| P2 - P1k
|
|
| глинистый
|
|
| н.д.
| н.д.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Р1
|
|
|
|
| до 10
| н.д.
| н.д.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Осложнения могут возникать при использовании
бурового раствора с высокой фильтрацией,
при снижении уровня жидкости в скважине за счет
|
| D3 fm1,
|
|
| полимер-
|
|
|
|
|
| D3 f1
|
|
| глинистый
| 1140-
| 6-8
| н.д.
| н.д.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| D2
|
|
| полимер-
|
|
|
|
| поглощения или недолива.
|
|
|
|
| глинистый
|
|
|
|
|
|
|
|
| утяжеленный
|
|
|
|
|
| Прихватоопасные зоны
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Стратигра-
| Интервал,
| Сведения по ранее пробуренным скважинам
| Ограничения
|
|
|
|
|
| фический
|
|
| Тип
| Плот-
| Значе-
| Тип
| Содержание
| на оставле-
| Условия возникновения
|
| индекс
| м
| бурового
| ность
| ние
| смазочной
| твердой и
| буринстру-
| Тип прихвата
|
| фический
| от
| до
| раствора
| бурово-
| показа-
| добавки и
| коллоидной
| мента без
|
|
|
|
|
| индекс
|
|
|
| го раст-
| теля
| содержание
| фазы,
| движения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| вора
| фильт-
| в буровом
| %% объемн.
| или промывки
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| рации
| растворе,
|
| (ДА, НЕТ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| кг/м3
| см3/30 мин.
| %% объемн.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прихват вследствие сальникообразования. Дифференциальный прихват.
|
| K1, J, T, Р
|
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| ДА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дифференциальный прихват.
|
| P1 + С3
|
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| ДА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прихват вследствие обвала неустойчивых пород
|
| D3 f 3-2
|
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| ДА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дифференциальный прихват, заклинка, прихват вследствие обвала неустойчивых пород
|
| D3 f 1 - D2
|
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| ДА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Причина возникновения прихватов:
|
| несоответствие состава и показателей бурового раствора проектным требованиям;
|
| неудовлетворительная очистка бурового раствора;
|
| несоответствие режимов промывки проектным требованиям и фактическому состоянию ствола скважины;
|
| оставление инструмента без движения более 15 мин.
|
| Желобообразование
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Стратигра-
| Интервал,
| Сведения по ранее пробуренным скважинам
|
| индекс
|
|
| Количество
| Параметры
| желоба
|
|
|
|
|
| фический
| м
| долблений
|
|
|
|
|
|
|
| индекс
| от
| до
| до начала
|
|
| Условия возникновения
|
|
|
|
| осложнения
| ширина, мм
| глубина, мм
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
| н.д.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Скважина наклонно-направленная, поэтому образование желобов возможно в местах изменения траектории ствола скважины.
|
| Прочие возможные осложнения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Стратигра-
| Интервал,
| Сведения по ранее пробуренным скважинам
|
| фический
| м
|
|
|
|
|
|
|
|
| индекс
| от
| до
| Вид осложнения
| Причины и условия возникновения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Q - K1
|
|
| Оттаивание ММП
| Длительный контакт ММП с буровым
раствором
|
|
|
|
|
|
|
|
|
K1, J, T, P
|
|
|
"Наработка " бурового раствора, сальникообразование
|
Наличие в разрезе глинистых пород,.
Неэффективная очистка раствора.
Несоответствие химобработки бурового раствора условиям разреза.
|
| C1 tr +st
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Коагуляция бурового раствора
| Наличие в разрезе сульфатных пород (ангидриов)
|
| | | | | | | | | | | |
