Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Руководство по предотвращению прихвата буровой колонны

1. Введение

Важнейшей задачей является существенное уменьшения числа случаев потери бурового инструмента в скважинах путем усовершенствования практики планирования и контролирования ситуации в забое. Подъемные трубы, УБТ, обсадные колонны, бурильные трубы часто оказываются зажатыми в скважине и это приводит к очень большим потерям времени и денег. Прихват может произойти во время бурения, во время объединения, спускоподъемной операции, каротажа, отбора керна или при любой буровой операции, связанной с движением оборудования в скважине, существует множество механизмов прихвата буровой колонны в открытой скважине. В газонефтяном комплексе принято делить все прихваты на две категории: МЕХАНИЧЕСКИЙ ПРИХВАТ и ПРИХВАТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ.

Множество прихватов буровых колонн можно было бы избежать при тщательном планировании.

Знание текущих параметр скважины является чрезвычайно важным для предотвращения прихвата колонны. Хотя жесткий план — весьма существенен для предотвращения прихватов, буровая бригада в большой степени ответственна за решение проблем свободной скважины.

Внимательный анализ буровых параметров и мониторинг формаций дают возможность раннего обнаружения ситуаций прихвата. Даже простейшие измерения таких параметров как повышенная нагрузка на крюке и превышение крутящего момента на поверхности дают возможность принять необходимые меры по предотвращению аварийной ситуации. Буровая бригада должна в первую очередь обнаружить прихват в забое, затем понять причину его возникновения и принять меры к устранению причины его возникновения.

2. Планирование

2.1 Дополнительные данные со скважин.

Богатство дополнительной информации на скважинах позволяет использовать ее для предотвращения прихвата.

Необходимо замечать следующее:

1. Наряду со свойствами бурового раствора, используемого на данном участке, заметьте места касания КНБК с забоем.

2. Проницаемые формации, формации с высоким содержанием глины, рыхлые формации и солевые зоны могут быть идентифицированы посредством Е- каротажа, анализа данных MWD и бурового раствора. Глубина и толщина таких склонных к прихвату формаций должна быть зарегистрирована наряду с соответствующими свойствами бурового раствора.

3. Поровое давление проницаемых формаций оценивается по наличию газа, проверкам бурильной колонны и испытателю пластов многократного действия.

4. Регистрация образования желобков в стенках скважины (из-за вращения бурильной колонны в искривленном стволе) вместе со средней горизонтальной составляющей участка закривления и скоростью проходки (индикатор мягкости породы)

5. Истощенные продуктивные зоны и зоны, находящиеся в настоящее время в эксплуатации на других скважинах.

6. Оценки градиента трещиноватости пласта по тестам утечки.

7. Формации, вызывающие проблемы потери циркуляции и применяемые удельные плотности бурового раствора.

8. Конфигурация пласта из геологических исследований.

9. Заметьте любые проблемы очистки забоя в связи со свойствами бурового раствора, скоростью прокачки и скоростью проходки.

2.2. Планирование

Ниже приводится процедура подготовки, применимая к большинству скважин.

1. Идентификация потенциально опасных формаций и адаптация к ним специальных процедур, таких как чистка скважины резиновым диском с отверстием в центре (частота спуска-подъема), подбор свойств бурового раствора и частота спускоподъемных операций колонны.

2. Верхний привод вышки рекомендуется при проходке участков известных своими склонностями к прихвату и он может оказаться очень полезным в уменьшении подобных проблем. Дневные расходы на содержание верхнего привода меньше, чем большинство ловильных работ в скважине. Однако наличие верхнего привода может излишне успокоить буровую бригаду относительно возможности прихвата и может привести к сокращению противоприхватных мер. С колонной необходимо работать чаще чем один раз за одну остановку в зоне возможного прихвата. Аналогично, частота спускоподъема вайпера должна быть такой же, как и без верхнего привода.

3. При проектировании КНБК, особое внимание уделите следующим моментам.

a) Старайтесь сделать длину КНБК как можно короче, используя только необходимое число труб для выдерживания заданного направления. Это уменьшит длину компоновки элементов с большим внешним диаметром и, следовательно, силу трения создаваемую КНБК.

Некоторый дополнительный вес, требуемый для долота, может быть обеспечен применением утяжеленных труб. В высокопротяженных скважинах необходимое сжатие обеспечивается подбором соответствующего количества труб. Это должно быть сделано правильно, т.к. существует риск продольного прогиба труб. Длина УБТ не более 150 — 200 футов хорошо противостоит прихвату.

b) Старайтесь наружный диаметр УБТ КНБК сделать минимальным. Это уменьшает площадь поверхности контакта со стенкой скважины и, таким образом, уменьшает риск дифференциального прихвата.

Рис. 7.1 Чрезмерная величина УБТ увеличивает вероятность прихвата

Рис. 7.2 Снижение числа бурильных труб уменьшает вероятность прихвата.

Рис. 7.3 Уменьшение диаметра УБТ уменьшает площадь контакта между стенками скважины и УБТ.

Внимание! Наружные диаметры бурильных труб могут быть выбраны большего размера по условиям турбулентности бурового раствора в сильно отклоняемых скважинах. Необходимо достичь компромисса между эффективностью очистки забоя и риском прихвата.

4. Обратите внимание на то, как долго ствол оставался открытым до обсаживания и цементирования. Любое уменьшение этого времени снижает риск прихвата. В частности, время становится критическим при бурении утолщений глинистых сланцев с применением буровых растворов на водяной основе. Большинство сланцев не вызывают проблем осыпания до некоторого времени. Опытные буровые мастера знают, что в течение 20-30 дней у них не возникнут серьезных проблем на участках с глинистыми сланцами, если обсаживание и цементирование будут выполнены в этом интервале времени.

5. Тщательное планирование параметров бурового раствора помогает поддерживать скважину в идеальном состоянии. Везде, где это возможно, необходимо делать вес бурового раствора большим даже после установки обсадной колонны во избежание больших дифференциальных давлений в открытом стволе. Этого запаса бывает достаточно для работы КНБК без опасения прихвата. Программа «торстар» вычисляет и среднюю горизонтальную составляющую на участке закривления так, что результаты оказываются реалистичными.

6. На стадии планирования следует воспользоваться программой «торстар» для вычисления средних величин момента при бурении и нагрузки на крюк при спуско-подъемных операциях. Как правило, вычисленные программой значения вытягивающего усилия и момента не превышают 3/4 максимальных величин буровой установки.

7. Гидравлическая программа должна учитывать запланированную КНБК и размеры скважины, В затрубном пространстве должна поддерживаться минимальная скорость 80 — 100 фт/мин. для обеспечения удаления осколков породы. Гидравлическая программа на Эдвайзере так же предсказывает максимальный размер частиц породы, которые могут быть вынесены раствором для данной скорости прокачки.

8. Хотя основной задачей конструирования колонны является задача безопасного бурения, она так же должна пытаться свести к минимуму потенциальную опасность дифференциального прихвата. Следующий пример иллюстрирует как дифференциальное давление и фракционный градиент необходимо учитывать при достижении точки обсадки.

Рис. 7.4 Установка обсадной колонны для того, чтобы свести к минимуму дифференциальное давление в песке.

В вышеприведенном примере необходимо установить промежуточную обсадную колонну, т.к. фракционный градиент на поверхности основания колонны составляет 15 ppg и вычисленное поровое давление при Td составляет 16,7 ppg.

Вариант обсадки 1 — бурить до выхода из мягкой границы и установить обсадную колонну, когда поровое давление и вес бурового раствора будут равны 15ppg. Это приведет к превышению равновесия на 6 ppg в песке, что очень плохо для дифференциального прихвата.

Вариант обсадки 2 — бурить до верхней границы зоны повышенного давления и установить обсадную колонну с поровым давлением в 11,1 ppg. Это приведет к превышению давления в песке на 2,1 ppg, что составляет около 1/3 величины первого варианта обсадки.

2.3.Основные правила работы на буровой

1. В открытом стволе старайтесь поддерживать буровую колонну в движении настолько, насколько это возможно. Старайтесь сократить время при выполнении операций соединения, замеров и любые его потери. Старайтесь поддерживать движение при выполнении таких операций как накручивание соединений и расхаживайте колонну во время обработки замеров и приготовительных работ по коррекции. Расхаживайте и вращайте колонну при ее наполнении и спуске. Если случится потеря времени при спускоподъемной операции — соедините ведущую трубу с верхним приводом и вращайте, расхаживайте, продолжайте циркуляцию.

2. Преодоление чрезмерного сопротивления колонны при прохождении тесного участка может привести к прихвату. Никогда не тяните усилием более половины веса бурильных труб, находящимися под ясом. Если следовать этому правилу, то возможно будет произвести расхаживание. Увеличивайте нагрузку постепенно и всякий раз убеждайтесь, что труба свободно опускается. Настолько быстро, насколько это может быть возможно, ведущая труба должна быть захвачена или соединена с верхним приводом.

3. В ситуации тесной скважины, всегда промывайте и увеличивайте отверстие по крайней мере в трех последних соединениях основания при каждом подъеме. Это приводит к лучшей очистке забоя и уменьшает силы прихвата действующие на КНБК. Это так же уменьшит вероятность заклинивания КНБК в некалиброванной скважине.

4. Перед подъемом всегда старайтесь очистить скважину.

5. Сводите к минимуму затраты времени в открытом стволе. Любые ремонтные операции на буровой должны производиться при нахождении КНБК в обсадной колонне. Следует избегать даже кратковременных операций, для которых необходимо статическое положение колонны при открытом стволе.

6. Постоянный контроль и регистрация глубины, величины момента и нагрузки на крюке помогают контролировать состояние скважины

7. Спускоподъемные операции проводите с применением обтиратора для бурильных труб, служащего для снятия грязи с буровых штанг, извлекаемых из скважины.

8. Необходимо производить проверку наличия шлама на вибрационных ситах как можно чаще. Количество и качественный состав породы дают ценную информацию о том, что происходит в забое. Необходимо также проверять пескоотделитель на предмет обнаружения песка, прошедшего через сита.

9. На морских буровых платформах, необходимо устанавливать компенсатор движения платформы для устранения прихвата из-за перекоса колонны вследствие дрейфа поверхности относительно ствола.

10. Всегда поддерживайте циркуляцию на соединениях. Перед тем как делать соединения — всегда очищайте скважину. На трудных участках вращайте колонну как можно чаще. Необходимо производить промывку скважины перед наращиванием бурового инструмента.

3. Непрерывный сбор необходимой информации на буровой

Существует минимально необходимый набор параметров, который должен постоянно регистрироваться буровой командой для предотвращения прихвата. Эти параметры — очень важны, поскольку являются общими для всех членов буровой команды. Это является важным еще и потому, что на основе знания этих величин легко достичь взаимопонимание и связь между всеми членами буровой команды, что и позволяет предвидеть возникновение ситуации прихвата без использования сложного набора параметров.

3.1. Измерения, указывающие на возникновение ситуации прихвата

3.1.1. Затяжка

Измерение затяжки является одним из основных способов обнаружения возникновения прихвата. Прихват буровой колонны начинается тогда, когда статическая сила необходимая для начала вытягивания колонны превышает возможность подъемного устройства на буровой вышке или прочность на разрыв труб буровой колонны. Иногда от прихвата можно освободиться встряхиванием или изменением веса бурового раствора.

Ниже приводятся два примера из опыта бурения наклонной (под углом 20 град) скважины. Максимальная затяжка для этой колонны была 200Кфнт.

Первый пример показывает, как отслеживание затяжек может помочь в обнаружении начала ситуации прихвата. При выполнении каждого соединения регистрировались затяжки, которые вычислялись из уравнения:

При бурении участка скважины с 300 до 650 фт., усредненные значения затяжки составляли 90 Кфнт., что является достаточно большой величиной для такого рода скважин. На глубине 650 фт. затяжка возросла до 130 Кфнт. и оставалась на этом уровне до момента возникновения прихвата трубы на глубине 750 фт. Заметьте, что средняя затяжка была 130 Кфнт., что существенно меньше 200 Кфнт., необходимой для возникновения прихвата. Хотя среднее значение было 130 Кфнт., мгновенные значения этой величины были больше. Отсюда следует вывод, что необходимо принимать во внимание не только среднюю величину затяжки, но и отклонения от этой величины в разные моменты времени.

Второй пример показывает как нужно проследить за затяжками при подъеме колонны для того, чтобы определить возникновение ситуации прихвата. При подъеме затяжка легко вычисляется при помощи следующего уравнения:

Теоретическая нагрузка на крюке — это вес колонны для данной глубины и она вычисляется программой, ответственной за спускоподъемные операции. Подъем начинался с глубины d520 фт. Затяжка была высокой, и ее величина составляла около 100 Кфнт до глубины с950 фт., где она возросла до 140 Кфнт. Прихват колонны произошел на глубине с900 фт.

Рис. 7.5 Увеличение затяжки приводит к прихвату.

3.1.2. Крутящий момент

Крутящий момент, измеряемый на поверхности, является одним из важнейших параметров для определения ситуации прихвата. Из-за возрастающего контакта стенка-буровая колонна, момент обычно увеличивается вместе с увеличением глубины забоя. Неожиданное увеличение момента может означать увеличение момента на долоте вследствие изменения в формации, увеличения нагрузки на долото или на коническом замке. Увеличение момента на поверхности может также означать некоторое закривление или ненормальные силы, действующие на колонну.

Ниже приводится пример с той же скважины с наклоном в 20 град., который приводился в качестве примера слежения за затяжкой. На глубине с1850фт. было замечено увеличение крутящего момента с 7,5 до 8,5 Кфт фнт. Вес на поверхности увеличился незначительно, с 25 до 30 Кфнт., поэтому это незначительное увеличение момента, по-видимому, было вызвано увеличением момента на долоте. Затем колонна легко «скользила» на протяжении 60 фт. Момент на поверхности оставался в пределах 8,5 — 9 Кфнт фт до самого момента остановки проходки. При попытке спуска резинового диска с отверстием в центре (вайпера) на глубине спуска 100 фт. произошел прихват колонны.

Если существует возможность измерения момента в забое, то лучше ориентироваться на дельта — момент (момент на поверхности — момент в забое) для обнаружения прихвата. Этим самым устраняется влияние момента на долоте и внимание фокусируется на силах, действующих непосредственно на колонну. Хорошим подтверждением этого служит пример резкого увеличения момента на поверхности на глубине d920 фт. Анализ дельта — момента, (чертеж приводится ниже) показывает, что этот пик был вызван только лишь увеличением момента на долоте. Из чертежа видно, что дельта — момент на участке d950 — el00 фт. выше, чем тот, который был ранее и это указывает на действие на колонну посторонних сил, вызывающих прихват.

Рис. 7.6 Увеличение затяжки при подъеме приводит к прихвату.

Рис. 7.7 Крутящий момент перед прихватом.

Рис. 7.8 Увеличение момента перед прихватом.

3.2. Основные причины, вызывающие прихват

Большинство случаев прихвата происходит при контакте КНБК с открытой скважиной. Мы не можем управлять формацией, но мы можем контролировать ее состояние так, что можно двигать КНБК сквозь нее.

Основные факторы прихвата.

3.2.1. Поровое давление

В настоящее время одним из важнейших способов предотвращения дифференциального прихвата является точное определение порового давления. Для предотвращения дифференциального прихвата необходимо проводить анализ порового давления двух типов.

1. Вес бурового раствора должен балансировать поровое давление около долота. Важнейшим стандартным правилом является поддержание превышения давления на 200 psi при бурении. Уменьшая величину превышения, мы уменьшаем риск прихвата колонны при бурении и выполнении соединений и увеличиваем скорость проходки.

2. При бурении поровое давление около долота может возрасти и это может заставить бурового мастера увеличить вес бурового раствора. Это может привести к тому, что песок, который при превышении давления на 0,5 ppg может лишь заклинить долото, при превышении давления на 2 ppg приведет к прихвату колонны. Мы можем ожидать, что фильтрационная корка раствора на стенках скважины должна увеличиться в песках при увеличении дифференциального давления. По мере увеличения веса раствора, неплохо бы чаще очищать открытый ствол скважины и контролировать увеличение нагрузки на крюке для оценки возрастающих сил прихвата.

3.2.2 Система раствора

1. Вес бурового раствора:

a) Вес бурового раствора должен быть достаточным для балансировки порового давления в открытой скважине. Возникновение условий дисбаланса приводит к обвалу стенок скважины в глинистых сланцах (см. раздел 4.2.4).

b) Цилиндрический кусок породы, удаленный при бурении, сдерживал горизонтальные и другие нагрузки. Теперь же порода вокруг образовавшейся пустоты может не обладать достаточной прочностью, чтобы противостоять возникающим нагрузкам и вес бурового раствора должен компенсировать образовавшуюся слабину. Выпячивание, осыпание стенок и даже коллапс скважины может произойти, если вес раствора окажется недостаточным для противостояния внешним нагрузкам, (см. раздел 4.2.3).

с) Вес раствора должен быть достаточно низок, чтобы повышенное давление не приводило к проникновению раствора в формацию, (см. раздел 4.1).

2. Потеря воды/фильтрационная корка бурового раствора/концентрации твердой фазы.

Потери воды и концентрация твердой фазы должны оставаться низкими для обеспечения тонкой, твердой фильтрационной корки раствора. Это уменьшит площадь контакта между бурильными трубами и фильтрационной коркой и, следовательно, уменьшит риск дифференциального прихвата, (см. раздел 4.1).

3. Вязкость/предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора. Вязкость и предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора должны поддерживаться на высоких уровнях для скважин с наклоном от 0 до 20 град. для обеспечения лучшего захвата частиц пробуренной породы. В сильнозакривленных скважинах с большим наклонением от 45 до 90 град. это обстоятельство приведет к оседанию частиц на нижней стенке ствола и в дальнейшем приведет к невозможности избежать образования отложений. В этих случаях лучше пользоваться более низкими вязкостями и увеличивать скорость в затрубном пространстве повышая турбулентность потока бурового раствора. Это улучшит условия очистки ствола, (см. раздел 4.2.1).

4. Ингибиторы.

Добавление ингибиторов в буровой раствор уменьшает величину водоотдачи в формацию и предотвращает осыпание в глинистых формациях. При использовании ингибированного бурового раствора очень важно постоянно контролировать состав и поддерживать достаточную концентрацию ингибитора. Для различных формаций используются разные ингибиторы. Например, для KLC — содержащих растворов ингибитором является поташ (К+), для гипсоносных и известковых растворов ингибитором является кальций (Са), для магнезиевых растворов в качестве ингибитора используется магнезия.

Ниже приводятся параметры раствора для скважины с наклоном в 20 град, которая приводилась в качестве примера в разделе 3.1.

Тип бурового, раствора был К-MAG. Причина прихвата была диагностирована как следствие вспучивания стенок скважины и зажим колонны после прекращения прокачки бурового раствора. Вес бурового раствора был увеличен с 9,8 ppg до 12,1 ppg для того, чтобы противодействовать вспучиванию стенок. Содержание поташа, который контролирует водоотдачу раствора формации увеличили с 1000 до 2000 мг/л. Рекомендуемая концентрация К+ составляет 30,000 мг/л для наименее гидратированных глинистых сланцев до 140,000 мг/л для наиболее сильно гидратированных.

После того как произошел прихват на глубине d810 фт., были выполнены ловильные работы. Обсадная колонна была установлена без проблем за один день по прошествии 15,7 суток после прихвата. Установка обсадной колонны с наружным диаметром большим, чем КНБК — является самым надежным способом предотвращения прихвата в такой формации, склонной к вспучиванию как глинистый сланец. Требуемый вес раствора при установке обсадной колонны был 13,1 ppg и содержание поташа было 3500ррт. Если бы буровой раствор с такими параметрами использовали с самого начала при бурении этого участка, то, может быть, удалось бы избежать прихвата.

В этой ситуации лучшим решением было бы увеличение сначала содержания поташа до более разумного уровня, скажем до 60,000 мг/л, и это не заставило бы резко увеличивать вес бурового раствора (с 9,8 до 13,1 ppg) и, тем самым, повышать шансы дифференциального прихвата.

Таблица 7.1

Параметры раствора

дата	тип	Глубина (фт.)	Плотность (ppg)	VIS (sec)	PV (cp)	YP	GEL STR		WL (CC)	Песок (%)
							10s	10m
1	KMAG	b290	9.8	35	7	8	5	18	N3	TR
2	KMAG	C194	10.9	42	13	6	2	7	18	TR
3	KMAG	C808	11.2	40	13	5	2	4	8	0.5
4	KMAG	d528	11.5	45	15	10	3	6	6	TR
5	KMAG	d600	11.5	52	16	12	3	7	6	TR
6	KMAG	d600	11.5	45	16	13	4	11	6	TR
7	KMAG	d600	11.8	42	16	12	3	12	6	TR
8	KMAG	e100	12.1	47	18	13	3	15	4	TR
Аварийные работы
15	KMAG	e100	13.1	45	18	11	2	7	3.6	TR

Дата	Sol Oil H20	ph	Щелочность Pm Pf Mf	CI (mg/L)	Ca (mg/L)			K+ (mg/L)
1	10 0 90	11.5	6.9 0.4 1	26.OK	1000
2	14 0 86	11.2	5.8 0.9 1.9	26.OK	280			1000
3	14 0 86	11.2	6 1 3.9	27.OK	200			1500
4	15 0 85	11.5	5.1 1 3.1	27.OK	160			1500
5	16 0 84	11	4.6 0.8 2.7	27.OK	200			1500
6	16 0 84	11.6	4.8 1.3 4.1	26.OK	160			1500
7	17 0 83	11.3	3 0.8 3.8	26.OK	180			2000
8	18 0 82	11.5	3.5 1.2 4.1	25.OK	180			2000
Аварийные работы
15	21 0 79	11.5	2.8 1 4	24.OK		160	3500

2.3. Зависимость глубины от времени

Пробуренным футам и проходке уделяется столько внимания, что мы часто забываем об остановке открытой скважины. На сегодняшний день прихват во время бурения забоя является чрезвычайно необычным явлением. Проходят часы, дни и недели, прежде чем возникнут условия прихвата буровой колонны. Очень важным является прослеживание и запись «истории прихвата» ствола скважины.

Вычерчивание графика зависимости глубины от времени сможет проиллюстрировать последовательность событий, приводящих к прихвату колонны. Необходимо регистрировать временной интервал между спускоподъемными операциями резинового диска наряду с числом прохождений колонны через узкий участок ствола. Эта информация вместе с данными затяжки при спускоподъемных операциях позволяет судить о развитии процессов в стволе. Временная зависимость глубины от времени сможет помочь предсказать сколько потребуется времени для развития вспучивания участка ствола, пробуренного в глинистом сланце для зажатия колонны или как долго будет образовываться фильтрационная корка в песчанике угрожающей толщины.

График зависимости глубины от времени для нашей скважины с 20 град. наклонением представлен ниже.

Некоторые замечания к вышеприведенному графику:

1. В течение 6-ти дневного периода открытый ствол дважды чистился вайпером (вайпер — резиновый диск с круглым отверстием в центре) и дважды производились спускоподъемы инструмента.

2. Прихват колонны происходил три раза и один раз случилось легкое зажатие. В первых двух случаях прихвата удалось освободить колонну расхаживанием. В третьем случае потребовались ловильные работы.

3. Прихват колонны всегда происходил в ранее пробуренном участке ствола. Прихвата не было в стволе, который ранее был очищен вайпером. Механизмом образования прихвата в вышеприведенном примере является вспучивание глинистого сланца. Наряду с мерами по поддержанию параметров раствора, следовало бы уделить больше внимания очистке ствола вайпером. Первый прихват произошел на глубине b900фт. при выполнении спускоподъемной операции вайпера. Это произошло спустя 7 часов после бурения этого участка ствола скважины как видно из графика зависимости глубина — время. Следующая прихватная ситуация возникла на глубине с606 фт. во время выполнения спускоподъемной операции вайпера. Из-за манипуляций с системой раствора, время между очисткой забоя вайпером было уменьшено на 4 часа. Третий случай прихвата случился на глубине с900 фт. спустя 18 часов после окончания работы по бурению этой секции. Снова, основное внимание было сосредоточено на параметрах раствора и 18 часов скважине позволили находиться без очистки ствола. Последний случай прихвата произошел на глубине d810 фт. спустя 9 часов после окончания бурения этого участка. Если приходится иметь дело с дифференциальными прихватами, то можно использовать мониторинг времени и для предотвращения образования фильтрационной корки бурового раствора регулярно проводить спускоподъемные операции вайпера. ниже приводится пример, показывающий как можно пользоваться графиком зависимости глубины от времени при прохождении проницаемого песчаника.

Рис. 7.9 Зависимость глубины от времени для открытой скважины.

Рис. 7.10 Фильтрационная корка бурового раствора нарастает в промежутках между очисткой ствола вайпером до тех пор, пока не произойдет дифференциальный прихват

Первую проходку вайпером сделали спустя 6 часов после бурения этого участка. При этом величина затяжки составила 40 Кфнт фт. Вторую проходку вайпером сделали через 12 часов после этого, дав возможность нарастанию фильтрационной корке в течение вдвое большего времени и при этом затяжка стала равна уже 60Кфнт. фт. В течение 12 часов между второй и третьей проходками вайпера потеря воды увеличилась с 5 до 10 мл. Это дало возможность более быстрому образованию фильтрационной корки и привело к увеличению затяжки до 100 Кфнт фт. На протяжении последующих 12 часов между третьей и четвертой проходкой вайпером вес бурового раствора увеличили с l0ppg до
13 ppg, что не только увеличило скорость образования фильтрационной корки, но и увеличило боковую силу давления на колонну. Колонна оказалась прихваченной.

Таким образом, мы увидели как из правильного истолкования графика зависимости глубины от времени можно увидеть, когда возникает высокий риск дифференциального прихвата

4. Причины прихвата буровой колонны

4.1. Дифференциальный прихват

Прихват дифференциального давления встречается только в зоне проницаемой формации, такой как, например, песок. Причиной прихвата может служить одна из следующих возможных причин.

1. Прихват колонны случается, когда ее часть входит в контакт со стенкой ствола и прижимается к фильтрационной корке. На контактирующую часть поверхности колонны с фильтрационной коркой давит гидростатическое давление столба бурового раствора.

2. Разница давления столба бурового раствора и давления в формации действует на площадь колонны, находящейся в контакте с фильтрационной коркой стенки ствола скважины и эта сила удерживает колонну около этого места.

Затяжка, вызванная прихватом дифференциального давления, может быть вычислена перемножением дифференциального давления, площади контакта и фактора трения следующим образом:

где: затяжка (фнт)

давление раствора (psi)

давление в формации (psi)

площадь контакта (кв. дюйм)

фактор трения (безразмерная величина)

Рис. 7.11 Рис. 7.12

Дифференциальный прихват Образование перемычки в течение времени

Пример: Рассмотрим разрез ствола на участке 2.2 -6, где мы имели дифференциальное давление 6 ppg в песчанике на глубине 7000 фт.

Предположим, мы имеем контакт буровой трубы по всей окружности с песком, толщина которого равна 10 футов на длине 3 дюйма. Это дает площадь контакта в 360 кв. дюймов.

Опыт показывает, что величина фактора трения находится в пределах от 0.15 до 0.50. Для этого примера мы возьмем 0.15. Затяжка = 2184 psi х 360 in2 x 0.15 =) 117,936.00 Ibs =) 118Klbs

Дополнительная затяжка в 118 Кфнт легко может быть интерпретирована как увеличение фрикционных сил в стволе скважины и означает разницу между нормальным состоянием и зажатием колонны вследствие возросших фрикционных сил.

* В действительности, для того, чтобы быть точными, нам следовало бы использовать проекцию площади контакта на горизонтальную плоскость. Однако, это труднее для визуализации и здесь, для простоты, мы этого не делаем.

3. Толщина фильтрационной корки: Чем толще фильтрационная корка, тем больше площадь контакта с бурильными трубами и сильнее результирующая сила дифференциального прихвата. Ниже приводится иллюстрация к образованию фильтрационной корки.

а б с

Рис. 7.12 Образование фильтрационной корки

а) Для того, чтобы фильтрационная корка могла образоваться, необходимо, чтобы гидростатическое давление столба раствора было больше давления в формации и формация должна быть проницаемой.

б) По мере миграции фильтрата в проницаемую формацию, стенки ствола действуют подобно экрану и препятствуют прохождению твердых частиц раствора. Эти твердые частицы скапливаются и образуют фильтрационную корку.

с) Утолщение фильтрационной корки приводит к образованию барьера, который уменьшает величину протекающего в формацию фильтрата. По мере уменьшения потерь фильтрата, образование фильтрационной корки замедляется и самопроизвольно прекращается.

Для образования фильтрационной корки необходимо, чтобы давление раствора было больше, чем давление в формации и, чтобы формация была проницаема. Фильтрационная корка образуется в течение определенного периода времени. Во время бурения формации долотом, жидкая фаза раствора, захватывая фильтрат начинает просачиваться в породу.

Стенки ствола скважины действуют подобно фильтру, задерживая твердые частицы, которые находятся в растворе. Со временем, твердая фаза накапливается, образуя фильтрационную корку. Фильтрационная корка действует как барьер для дальнейшей миграции фильтрата в формацию. В некоторый момент времени фильтрационная корка становится достаточно толстой и полностью изолирует формацию от дальнейшего протекания фильтрата в породу. С этого момента фильтрационная корка перестает расти, т.к. фильтрат больше не проникает в формацию.

На рост фильтрационной корки и ее конечную толщину влияет множество факторов.

a) большее дифференциальное давление ускорит рост фильтрационной корки. Конечная фильтрационная корка будет толще, т.к. в этом случае необходимо сильнее противостоять более высокому давлению раствора.

b) При возрастании концентрации твердых осколков бурения в растворе, фильтрационная корка становится более пористой и проницаемой. Это ускоряет ее рост и увеличивает ее конечную толщину. Идеальной может считаться тонкая, твердая фильтрационная корка, образовавшаяся только из твердой фазы бурового раствора.

c) Чем меньше потеря воды или фильтрата из бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

В случае бурения песчаника при высоком давлении раствора, дифференциальное давление может быть достаточно большим для образования мощной фильтрационной корки и прихвата КНБК во время бурения. Наилучшим вариантом в этом случае может быть точное определение порового давления и снижение по возможности веса бурового раствора или установка обсадной колонны.

4. Если труба остается в неподвижном состоянии в течение длительного периода времени и при этом контактирует с песком, то ситуация становится еще более плохой. Фильтрационная корка стремится опоясать трубу и, таким образом, увеличить площадь контакта. Теперь площадь контакта возрастает и увеличивается фактор трения т.к. появляется зона фильтрационной корки не контактирующая напрямую с буровым раствором. В результате, требуется гораздо большая затяжка для освобождения колонны.

5. При бурении может образовываться эрозия фильтрационной корки, связанная с воздействием некоторых частей колонны на некоторые участки ствола. Однако это влияет лишь на небольшой участок ствола скважины. При спускоподъемных операциях так же может быть поврежден какой — то участок фильтрационной корки. Наилучшим способом борьбы с коркой является такой, при котором большая часть корки удаляется из скважины.

поровое давление при высокой концентрации мелких осколков породы фильтрационная корка получается толстой

поровое давление при малой концентрации осколков породы, фильтрационная корка получается тонкой и это уменьшает вероятность дифференциального прихвата

Рис. 7.13 Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки.

Эрозия от бурильной трубы Эрозия от вайпера Калибровка ствола

При бурении, одна сторона бурильной колонны давит на одну сторону ствола вращение трубы приводит к истиранию части фильтрационной корки.

При спускоподъемных операциях вайпера, стабилизаторы и долото разрушают большую часть фильтрационной корки проходя через нее.

Калибровка ствола — наилучший метод удаления фильтрационной корки, но, требует очень много времени.

Рис. 7.13-15 Эрозия фильтрационной корки.

Настораживающие признаки:

Проницаемые формации в открытом стволе.

Толстая фильтрационная корка (большая потеря воды /высокая концентрация твердой фазы / большое дифференциальное давление).

Большое дифференциальное давление в районе проницаемой формации.

Высокое значение крутящего момента / затяжки после того как колонна оставалась неподвижной.

Чем дольше соединение, тем больше затяжка (развивается фильтрационная корка).

Скважина достигла района истощенного резервуара.

Идентификация прихвата:

Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

Возможна полная циркуляция, но изменения прокачки ничего не меняет.

КНБК проходит толстый слой проницаемой формации.

Избыток давления в районе КНБК.

Силы прихвата становятся больше со временем

Превентивные действия

1. Планирование:

a) Идентификация любой проницаемой формации, способной привести к возникновению дифференциального прихвата.

b) Оценка давления проницаемой формации с использованием данных с близко расположенных скважин, доступных RFT, DST или текущих значений параметров со своей скважины.

c) При высокой вероятности возникновения дифференциального прихвата, подумайте об изменении компоновки колонны или об изменении плана обсадки.

d) Запланируйте заблаговременное использование смазывающих веществ. Такого рода жидкость должна быть в месте возникновения дифференциального прихвата. Исследования показывают, что смазывающие жидкости должны быть на месте возникновения прихвата в течение 4 часов, иначе вероятность освободить колонну становится менее 10%.

e) Необходимо иметь на буровой оборудование высококачественной очистки бурового раствора для контролирования концентрации твердых частиц.

f) Применяйте наименьшие наружные диаметры бурильных труб для того, чтобы свести к минимуму площадь контакта с фильтрационной коркой.

Но, уменьшая наружный диаметр бурильных труб, необходимо помнить о затрубных скоростях и очистке забоя.

2. Мероприятия на буровой.

a) Поддерживайте вес бурового раствора на минимально безопасном уровне. Как можно точно соблюдайте правило: давление необходимо поддерживать таким, чтобы дифференциальное давление было равно 200 psi. Это поможет держать минимальное давление в районе высокой проницаемости. Когда возникнут проблемы с сопротивлением при спускоподъемных операциях, снижайте вес бурового раствора небольшими «шагами» (0,3 ppg) и проследите за развитием улучшения положения с затяжкой. Внимательно следите за проявлением признаков выброса при уменьшении веса раствора.

b) Следите за дифференциальным давлением при прохождении проницаемых формаций настолько аккуратно, насколько это возможно. Это лучше делать путем вычерчивания профиля давления для открытой скважины.

c) Поддерживайте прочный, тонкий слой фильтрационной корки и следите за тем, чтобы содержание солей в растворе было минимальным.

d) Используйте бурильные трубы с винтовыми поверхностями и сводите к минимуму нестабилизированные секции КНБК.

e) Если нет проблем с трением колонны о стенки скважины, то подумайте о применении некалиброванных стабилизаторов и остерегайтесь пользоваться ими.

f) Старайтесь все время поддерживать колонну в движении. Предпочтительным является возвратно-поступательное движение, поскольку при этом возможно измерять затяжку. При невозможности осуществления такого движения вращайте колонну. Это лучше, чем оставлять ее неподвижной.

g) Длину КНБК старайтесь сделать как можно короче. Пользуйтесь утяжеленными бурильными трубами вместо применения длинной секции нестабилизированных труб.

h) Избегайте исследование скважины методами, требующими неподвижного положения колонны в течение длительного периода времени, (применяйте MWD).

i) Частые спускоподъемные операции вайпера через проницаемые зоны соскабливают фильтрационную корку и могут помешать сделаться ей слишком толстой.

4.2. Механический прихват

Механический прихват относится к граничной категории, которая включает в себя все типы прихватов, не относящихся к дифференциальному. Он может быть обусловлен следующими условиями бурения:

Недостаточная очистка ствола.

Причины, связанные со свойствами формаций.

1. Химически активные формации

2. Механическая стабильность

3. Формации с повышенным давлением

4. Крутое падение со склонностью к осыпанию или вспучиванию.

5. Рыхлые формации

6. Подвижные формации

Некалиброванный ствол

Образование желобов в стенках скважины

4.2.1. Недостаточная очистка ствола скважины

Если осколки породы не будут удаляться достаточно эффективно, то они будут оседать вокруг колонны, обычно в области КНБК, заваливая трубы и зажимая колонну до возникновения прихвата. Проблема усугубляется наличием утолщенных участков ствола, где затрубные скорости уменьшены. Осколки накапливаются и оседают в скважине.

Осколки соскребаются стабилизаторами и долотом при движении КНБК вверх. Они накапливаются на поверхностях стабилизаторов и долота как видно из рисунка ниже. Затяжка будет увеличиваться до тех пор, пока количество осколков не окажется достаточным для возникновения прихвата КНБК.

Скважины с высоким углом бурения являются более трудными для очистки, чем вертикальные из-за выпадения твердых частиц на нижнюю стенку ствола. В вертикальных скважинах, при условии высокой скорости циркуляции, очистка ствола не вызывает проблем. В наклонных скважинах с углом более 30 град., осколкам породы, чтобы упасть на нижнюю стенку забоя, нужно пройти короткую дистанцию. Образуется подстилка из осколков, которую не так — то легко удалить. Во время подъема колонны, эти осколки соскребаются верхними поверхностями стабилизаторов и долота, где, накапливаясь, могут образовать пробку и заклинить колонну. На диаграмме внизу показаны различные скорости в затрубном пространстве, необходимые для очистки стволов с увеличивающимся наклоном. Реальные скорости в затрубном пространстве, необходимые для очистки, зависят от свойств бурового раствора и размеров частиц.

В скважинах с наклоном стволов в пределах 50-60 град, подушка из осколков стремится сползти вниз при остановке прокачки, и это приводит к серьезным проблемам с их очисткой.

При углах наклона больше 60 град., подушка из осколков остается неподвижной при остановке насосов.

Крутящий момент и давление прокачки часто возрастают одновременно из-за недостаточной очистки забоя. При прокачке жидкости в течение длительного времени осколки поднимаются выше КНБК и при возобновлении бурения давление и крутящий момент нормализуются. Если каждый раз момент и давление изменяются таким образом, то это прямо указывает на недостаточную очистку скважины.

Рис. 7.16 Осколки породы вокруг КНБК увеличивают затяжку.

Рис. 7.17 Картина потока частиц в наклонных скважинах
(из ВР исследований)

Причины для беспокойства

Недостаточное количество осколков на виброситах. Может пройти долгое время, в течение которого на виброситах будет мало осколков бурения до наступления «обвального » роста затяжки и крутящего момента.

Чрезмерная затяжка при выполнении соединений и спускоподъемных операциях.

Уменьшение затяжки при прокачивании.

Беспорядочно меняющийся и возрастающий момент при бурении.

Увеличение давления на выходе насосов и пиков флуктуации давления, по-скольку ствол оказывается моментально перекрытым.

Давление оказывается на много выше, чем предсказывается гидравлической программой, (при условии, что результаты вычислений программы ранее были сравнимыми с действительными параметрами скважины).

Стабилизаторы и долото завалены осколками породы.

Уменьшение отношения вес/момент в конце бурения и некоторая нормализация отношения вес/момент после наворота следующей трубы.

Высокая скорость проходки / большой диаметр ствола.

Большой размер затрубного пространства в сочетании с низкой скоростью потока.

Наличие размыва в открытой скважине (действительная задержка больше вычисленной).

Идентификация прихвата.

Быстрый прихват после окончания прокачки.

Отсутствие циркуляции.

Превентивные действия.

1. Планирование:

a) На участках с большим диаметром, скорости циркуляции являются наиболее важными и их необходимо поддерживать настолько большими, насколько это возможно. Если давление насосов является ограничивающим фактором, то необходимо рассмотреть вопрос по использованию бурильных труб с большим внутренним диаметром, большими размерами сопел на долоте и уменьшении веса бурильных труб для уменьшения потерь на трение.

b) Изучите текущие параметры скважины на предмет обнаружения уширений в стволе и включите их в вычисления минимальной скорости потока.

c) Углы наклона стволов в пределах 50-60 град. являются наиболее трудными для очистки. Подушка из осколков пробуренной породы стремится соскользнуть вниз и может накапливаться, образовывая «завалы» в стволе. Это необходимо учитывать при планировании скважин с такими наклонами.

d) Необходимо создавать условия для турбулентного движения потока бурового раствора в затрубном пространстве, чтобы разрушать «подушку » из отложений на нижней стенке ствола. Для этого очень часто требуется снижать вязкость бурового раствора.

e) Необходимо включать в планы регулярную очистку ствола вайпером.

f) Верхний привод необходимо использовать для разрушения подушки из отложений.

Уширение скважины от забоя к устью и поддержание циркуляции должны выполняться при спускоподъемных операциях для разрушения подушки из отложений и очистки ствола.

2. Мероприятия на буровой:

а) Поддерживайте циркуляцию и промывайте скважину до удаления всех твердых частиц перед подъемом колонны. После подъема долота с забоя поддерживайте циркуляцию, если на виброситах будут появляться осколки. Во время прокачки поворачивайте и расхаживайте колонну. Это приведет к подъему частиц с подушки и предотвратит прихват.

b) Ни в коем случае не понижайте скорость потока ниже минимально необходимой для очистки скважины.

c) Для скважин с большими углами наклона увеличение вязкости и резкое увеличение давления не улучшает условия очистки. Если подушка из отложений уже образовалась, то очистку скважины улучшит резкое снижение вязкости раствора, приводящее к повышению турбулентности потока. Эти действия должны следовать после эффективного «взбалтывания» подушки трубой и поднятия частиц с поверхности подушки.

d) Сводите к минимуму увеличение расчетного диаметра ствола, где затрубные скорости уменьшаются и увеличивается вероятность образования отложений осколков бурения.

Если пробурен слишком большой зумпф для обсаживания какого-либо участка, то это приведет к серьезным проблемам очистки ствола в последующих секциях скважины, т.к. этим самым создаются условия для резкого снижения затрубных скоростей и ламиниризации потока в этой области. К нежелательным явлениям, вызывающим увеличение расчетного диаметра ствола относятся:

Чрезмерно высокие скорости потока и струи из насадок. (Размывание). Однако, они могут потребоваться для очистки скважины.

Недостаточный вес бурового раствора (Обвалы)

Неправильный состав раствора, (растворимые формации)

e) Не превышайте скорость проходки при которой могут быть удалены осколки.

f) Постоянно наблюдайте за виброситами и убеждайтесь в эффективности очистки скважины

g) Убеждайтесь в том, что объем удаляемых осколков породы находится в соответствии со скоростью проходки. Вибросита дают раннюю информацию о возникновении проблем с очисткой ствола.

h) При бурении наклонных скважин без вращения колонны, подушка из осколков, по — видимому, не может быть разрушена. Если есть возможность, то вращайте колонну перед ее подъемом.

i) При промывке скважины — расхаживайте и вращайте колонну для «взбаламучивания» подушки.

j) При бурении постоянно будьте готовы к промывке.

k) Для скважин с низкими (( 45 град) углами наклона поддерживайте точку текучести бурового раствора на высоком уровне.

l) Регулярно чистите ствол вайпером в скважинах с высоким углом наклона, разрушая подушку из осколков. Постоянно будьте готовы к остановке бурения и промывке ствола при увеличении затяжки.

4.2.2. Химически активные формации

Некоторые породы с высоким содержанием глины впитывают воду и вспучиваются. Вспучивание изменяется от высокореактивных «гумбо» до сланцев, которые гидратированы очень слабо. При бурении с растворами на водяной основе, сланцы впитывают воду, которая вызывает их разбухание и ослабляет цементирующую основу. Куски сланца осыпаются или обрушиваются со стенок ствола. Гидратированный сланец склонен к накоплению вокруг колонны в достаточном количестве и, заполняя все затрубное пространство, вызывает ее прихват.

На рисунке ниже приводится иллюстрация проникновения воды в сланец, вызывающая его набухание и осыпание.

Настораживающие признаки

Большие куски темной, вязкой глины (гидратированный сланец, «гумбо») выходят из скважины.

Значительное увеличение затяжки после выполнения соединений (особенно в отсутствии циркуляции)

КНБК облеплена гумбо (обнаруживается при подъеме)

Из-за уменьшения диаметра ствола, поток ослабевает.

Куски породы очень мягкие, растворимые в воде.

При спускоподъемных операциях увеличивается сопротивление движению.

Увеличивается давление на выходе насосов и пики пульсации давления.

Увеличивается содержание твердой фазы в буровой жидкости.

По мере вспучивании стенок ствола — увеличивается крутящий момент.

В первое время после проникновения в такого рода формацию, проблем не возникает. Может пройти один день, прежде чем начнут развиваться процессы набухания и вспучивания.

По мере уменьшения веса на долоте, скорость проходки уменьшается.

Увеличивается вес бурового раствора из-за поступления в него утяжеляющих элементов из формации.

Ситуация ухудшается со временем. Затяжка при спускоподъемных операциях становится больше чем при выполнении соединений.

Трудность усугубляется уровнями ингибиторов в растворе. (Сообщите об этом инженеру по растворам).

Рис. 7.18 Набухший сланец осыпается в стволе и стремится зажать колонну.

Идентификация прихвата.

Прекращение циркуляции.

Прихват может произойти при выполнении любой операции в открытом стволе.

Превентивные действия.

1. Планирование:

а) Выбирайте соответствующую систему бурового раствора:

Для участков бурения с «гумбо» не существует универсальных решений. Обычно, если гумбо не находится под ненормально большим давлением, то в качестве бурового раствора должна применяться обычная чистая вода. При контакте воды с гумбо, буровой раствор изменяется так, как если бы в него был добавлен бентонит. Осыпание и вспучивание может быть сведено к минимуму применением ингибированных жидкостей. Для увеличения ингибирования, обычно применяются ингибирующие жидкости, перечень которых приводится ниже:

Кальций — содержащие жидкости, такие как: известь, гипс или хлористый кальций.

Жидкости на основе поташа.

Жидкости на магнезиевой основе.

Полимерные растворы.

Растворы на основе масел.

Первый ингибированный раствор на водяной основе является кальцинированной жидкостью с высоким значением рН. Даже с содержанием 200ррт кальция в растворе он не обеспечивает сильного ингибирования набухания глины. Растворы на основе хлористого поташа часто применяют для уменьшения процессов набухания глины из-за их более высокой стабильности, чем систем на основе кальция. Глинистые формации не гидратируются в присутствии масла. Однако, подавляющее большинство растворов на масляной основе содержат некоторое количество воды . Если минерализация этой воды сбалансирована с минерализацией воды формации, то проблем со смачиванием этой формации возникать не должно.

b) Планируйте применение достаточного количества ингибиторов, таких как кальций для систем на кальциевой основе или поташа для систем на основе KCl. Эти ингибиторы могут быть довольно — таки дорогими и хранение их на буровой в достаточных количествах не совсем удобно. Изучите экономическую целесообразность и влияние на окружающую среду возможность применения буровых растворов на масляной основе, т.к. это обеспечит большие возможности по контролю реактивных формаций.

c) Верхний привод на буровой позволит поддерживать циркуляцию и раззенковывать ствол скважины во время спускоподъемных операций. Это поможет уменьшить последствия вспучивания стенок ствола и улучшит очистку затрубного пространства.

d) Сводите к минимуму время нахождения в открытом состоянии участков скважины. Старайтесь избегать таких операций, как отбор керна, проведение каких — либо измерений в скважине и т.п.

e) Старайтесь сделать так, чтобы открытые участки в стволе скважины были как можно короче. Избегайте попыток удаления колонны, т.к. это приведет к возникновению длинных участков открытого ствола.

2. Мероприятия на буровой:

а) Поддерживайте концентрацию ингибиторов на достаточно высоком уровне. Для растворов на основе KCl применимо следующее: для слабо гидратированных сланцев с умеренными величинами илита и хлорида, рекомендуется концентрация 30,000 — 40,000 мг/л К+. Для умеренно гидратированных сланцев, содержащих много илита и больше обычного илит/монтмориллонита, рекомендуется концентрация К+ порядка 40,000 — 60,000 мг/л. Для высокогидратированных сланцев с большими концентрациями монтмонириллонита и илита, рекомендуется концентрация К+ порядка 70,000 -140,000 мг/л

b) Следуйте указаниям по очистке ствола раздела 4.2.1.

c) Бурите участки сланцев с контролируемой скоростью проходки и циркуляцией при каждом соединении.

d) Очистка вайпером имеет определяющее значение для быстропротекающих процессов вспучивания и осыпания. Делайте это при увеличении затяжки и крутящего момента при бурении.

e) Сводите к минимуму время открытого состояния скважины. Быстрота — наилучший способ окончания проходки осыпающихся сланцев.

f) Избегайте остановку циркуляции в течение долгого времени в ситуациях, когда КНБК находится в реактивной формации или ниже ее.

g) Налипание грязи на КНБК увеличивает давление и его пульсацию на выходе насосов.

h) He исключайте механическую нестабильность.

i) Когда большие куски гидратированного сланца («гумбовая атака») поступают на вибросита и патрубок с воронкой, прекратите бурение и продолжайте циркуляцию до очистки скважины.

4.2.3. Механическая стабильность

Трудно определить, что является первостепенной причиной вспучивания и осыпания. То ли химический дисбаланс, то ли механическая нестабильность. Или и то, и это вместе понемногу.

До того как была пробурена секция в забое, на породу действовали три не равных нагрузки в трех различных направлениях. На глубине более чем 1500 футов, наибольшей из них следует считать нагрузку породы, которая действует в вертикальном направлении. Типичной величиной градиента нагрузки является величина, равная 1.0 psi/ft. Горизонтальные составляющие нагрузки могут быть равными в равномерно непрерывной среде, и типичная их величина составляет 0.75 psi/ft. Однако, в геологически — разорванных породах они могут существенно отличаться.

При бурении, цилиндр породы замещается буровым раствором. Буровой раствор, будучи жидкостью, может воспринимать лишь только равные нагрузки в трех направлениях. Обычно вес бурового раствора балансируется с поровым давлением формации. Градиент перового давления в нормально нагруженных формациях обычно равен 0.465 psi/ft (Галф оф Мексике), 0.452 psi/ft (Северное море). Видно, что при весе бурового раствора, равного 0.465 psi/ft давление раствора нигде не равно столь высоким значениям, как нагрузкам в формации, которую этот раствор замещает.

Порода вокруг ствола скважины вынуждена «давать просадку» и противостоять дополнительным нагрузкам. Если порода прочная, то проблемы могут не возникнуть. В молодых формациях, где цементирующая основа матрицы не такая прочная, порода не может легко противостоять дополнительным нагрузкам. Порода будет деформироваться, и ствол скважины начнет давать усадку, хотя изменения диаметра может быть менее чем 0,01 дюйм.

По мере сжатия ствола, песчаник становится склонным к растрескиванию и осыпается в ствол скважины. Если порода очень слабая, то ствол может даже полностью обвалиться. Обычно бывает довольно трудно отличить деформацию ствола скважины, вызванную механическими нагрузками, от вспучивания из-за протекания процессов в химически активных формациях (см раздел 4.2.2).

Тот факт, что вертикальные нагрузки (давление вышележащих пластов) обычно существенно выше горизонтальных, имеет очень существенное значение для отклоняемых скважин.

Рис. 7.19 Вес бурового раствора не достаточен для того, чтобы удержать ствол то сжатия.

Рис. 7.20 Ориентация нагрузки вышележащих слоев в вертикальных и горизонтальных скважинах

При бурении вертикальных скважин, вертикальные нагрузки — параллельны стволу. Давление раствора противостоит только нагрузкам, которые имеют только компоненты перпендикулярные поверхности ствола. В вертикальных скважинах горизонтальные нагрузки находятся в диапазоне 0,75 psi/ft. Нагрузки, превышающие эти значения (1,0 psi) мы не рассматриваем.

В горизонтальных скважинах, нагрузки вышележащих пластов — перпендикулярны стволу и должны быть поддержаны давлением раствора. При увеличении наклона ствола, компонента этой нагрузки, действующая на ствол, — возрастает. Так, из — за того, что Вы могли бурить вертикальную скважину на каком — то участке с раствором 9 ppg и не имели при этом проблем со стабильностью, вовсе не следует, что Вы сможете бурить скважину с наклоном в 60 град. с тем же самым весом раствора, равным 9 ppg! Другими словами, может понадобиться более тяжелый раствор для сдерживания формаций в отклоняемых скважинах, чем для вертикальных. Ниже приводится иллюстрация нагрузок, действующих на поперечное сечение ствола скважины.

Настораживающие признаки

Большие куски пробуренной породы, низкая прочность сланца.

В ствол скважины поступает много породы после подъема колонны.

Сопротивление движению колонны стенками ствола при спускоподъемных операциях. При прекращении прокачки, из-за обвалов стенок ствола скважины — резкое увеличение величины затяжки.

Увеличение давления на выходе насосов из-за закупорки ствола скважины обвалами стенок.

Плохая «передача» веса на долото, приводящая к уменьшению скорости проходки.

Идентификация прихвата

Потеря циркуляции

Прихват происходит при выполнении любой операции в открытой скважине.

Превентивные меры

1. Планирование:

Внимание: Увеличение веса бурового раствора повышает риск потери циркуляции из-за превышения фракционного градиента. Существуют участки с мягким сланцем, где отклоняемые скважины бурить нельзя. Вес бурового раствора, необходимый для устойчивости открытого ствола, превышает фракционный градиент формации

a) Тщательно изучите параметры механической стабильности для определения диапазона «безопасного» веса бурового раствора.

b) Верхний привод позволяет осуществлять циркуляцию и уширение ствола при спускоподъемных операциях. Его применение может оказаться единственно возможным способом достать колонну без прихвата, когда затрубное пространство оказывается закупореным обвалами стенок ствола.

c) Сводите к минимуму время нахождения участков ствола в открытом состоянии. Избегайте проведения операций, приводящих к увеличению времени открытого состояния скважины.

d) Сводите к минимуму длину открытых участков ствола

e) Не планируйте скважин с большими отклонениями. Старайтесь проникнуть в продуктивный слой без бурения участков с большим наклоном.

2. Мероприятия на буровой.

a) Постоянно следите за осколками пробуренной породы. Не пропустите момента появления больших, мягких кусков сланца.

b) Постепенно увеличивайте вес бурового раствора (с приращением 0.3 ppg) для сдерживания формации и непрерывно при этом следите за улучшением затяжки. Но, будьте осторожны: Такого рода формации не прочные и увеличение давления может привести к прорыву формации и потере циркуляции.

c) Выполняйте процедуры очистки ствола, согласно разделу 4.2.1.

d) Сводите к минимуму время нахождения скважины в открытом состоянии. Осыпание стенок ствола может привести к невозможности промывки скважины.

е) Не исключайте возможности проявления химической активности формации. Пробуйте применять методы по устранению химической нестабильности и следите за результатами.

Рис. 7.21 Нагрузки, действующие на поперечное сечение ствола горизонтальной и вертикальной скважины.

4.2.4. Формации, находящиеся под повышенным давлением

Когда поровое давление в породе превышает гидростатическое давление бурового раствора, возникают различные типы механической нестабильности. В случае достаточно прочной цементирующей основы породы стенки ствола способны противостоять дополнительным нагрузкам, возникающим из-за удаления цилиндра при бурении. Дополнительная нагрузка на стенки возникает вследствие того, что гидростатическое давление столба раствора оказывается меньшим, чем поровое давление породы и под воздействием этого избыточного давления со стороны пласта, стенки ствола склонны к «вздутию» и «вспучиванию». Вспучивающиеся куски сланца осыпаются в ствол, образуя каверны на стенках, накапливаются в большом количестве на КНБК, и вызывают ее прихват. Приводимый ниже рисунок иллюстрирует вспучивание сланца.

Условия для вспучивания возникают только для непроницаемого сланца, так как проницаемый песчаник с поровым давлением, превышающим давление раствора способен вызвать выброс. Это может случиться в случае проходки длинного участка глинистого (непроницаемого) сланца и вхождения в участок с песчаником или после прохождения участка сдвига породы. Ситуация опасна тем, что вхождение в проницаемый песчаник с повышенным поровым давлением приведет к выбросу.

Рис. 7.22 Вспучивание сланца из-за того, что давление формации превышает гидростатическое давление раствора.

Настораживающие признаки

Большие, хрупкие, расщепляющиеся пластами, с кавернами на поверхности куски породы.

Заваливание забоя породой, осыпающейся со стенок, после спускоподъемных операций.

Разбалансировка параметров.

Пройденный ранее сдвиг (разлом).

Отсутствие проницаемых формаций.

Необычно высокая скорость проходки для твердости породы, замеченной в образцах выносимых на поверхность.

Большая затяжка при выполнении соединений.

Циркуляция может быть нарушена из-за попаданий в затрубное пространство осыпающихся кусков стенок. Следите за давлением насосов и пиками пульсации давления.

Крутящий момент может возрастать.

Высокий фоновый уровень газа.

Идентификация прихвата

Отсутствие циркуляции.

Прихват наступает очень быстро после прекращения прокачки.

Превентивные действия

1. Планирование:

a) Оцените профиль давления сланцев, исходя из результатов анализа данных соседних скважин.

b) Планируйте избыточный вес бурового раствора в 200 psi.

c) На основе сейсмических исследований определите расположение любого геологического сдвига (разлома).

2. Мероприятия на буровой:

a) Постоянно изучайте осколки пробуренной породы. Не пропустите момента появления больших, выпуклых, с кавернообразной поверхностью кусков сланца.

b) Коррелируйте текущие параметры на буровой с возможностью встречи с геологическим сдвигом (разломом).

c) Постоянно следите за поровым давлением и поддерживайте избыточное давление раствора на уровне 200 psi.

d) Следите постоянно за скоростью проходки для того, чтобы сразу же определить ненормально высокую ее скорость для такой твердости образцов осколков породы.

e) Следуйте указаниям по очистке скважины согласно разделу 4.2.1.

f) Проверяйте поток жидкости при каждой остановке бурения.

g) Расширяйте каждый участок проходки после бурения.

h) Регулярно выполняйте спускоподъемные операции вайпера.

4.2.5. Осыпание, связанное с большим наклоном

Высокофракционированный участок сланца в районе круто спадающих пластов может вызвать проблемы осыпания. В горизонтальном или слабонаклоненном пласте глиняные пластинки залегают горизонтально. Поэтому, направление сдвига для таких пластинок тоже находится в горизонтальной плоскости. Гравитационная сила и поток бурового раствора действуют перпендикулярно плоскости сдвига, что означает меньшую склонность пластинок к освобождению и осыпанию в скважину.

При больших наклонах () 60~) силы гравитации и потока бурового раствора имеют существенную компоненту в направлении сдвига пластинок глины. В тех областях, где сланец не достаточно прочен, эти силы могут оказаться достаточно большими, чтобы вызвать значительное осыпание.

Настораживающие признаки

Заполнение ствола скважины породой после спускоподъемных операций.

Сильное увеличение затяжки после прекращения прокачки.

Большие, пластинообразные осколки бурения.

Возрастание давления на выходе насосов.

Приближение к соляному куполу или тектонически — активному участку.

Наличие больших геологических сдвигов (разломов).

Возможно увеличение крутящего момента.

Идентификация прихвата

Отсутствие циркуляции.

Быстрый прихват после прекращения прокачки.

Превентивные действия

1. Планирование:

а) Попросите данные геологической разведки о наклоне пластов под скважиной. Было бы неплохо изучить текущие данные со скважин в этом районе.

b) На основании полученных данных со скважин и от геологов, определите, склонны — ли породы к фракционированию и имеется ли в этом участке геологический сдвиг.

c) Сведите к минимуму время нахождения скважины в открытом состоянии. Избегайте применения дополнительных операций, требующих увеличения времени нахождения ствола в открытом состоянии, таких как отбор керна, геологические обследования и т.п.

d) Как можно более уменьшайте длину ствола скважины в открытом состоянии.

e) Запланируйте применение нефтяного битума и гельсонита в качестве добавок в буровой раствор. Они помогут предотвратить сдвиговое осыпание т. к. имеют свойство заполнять трещины и усиливают цементирующую основу породы.

f) Применение верхнего привода позволит осуществлять циркуляцию и расширять ствол во время спускоподъемных операций. Может оказаться, что только наличие привода позволит вытащить колонну при заваленном породой затрубном пространстве без ее прихвата.

Рис. 7.23 Сравнение высокого и низкого наклона по отношению к осыпанию

1. Мероприятия на буровой:

а) Следите за осколками бурения. Не пропустите момента начала выхода больших кусков сланца.

b) Попробуйте постепенно увеличивать вес бурового раствора и проследите за изменениями осколков бурения.

c) Сравнивайте буровые параметры скважины с соседними и определите наличие геологического сдвига.

d) He применяйте высоких затрубных скоростей, поскольку это увеличивает количество осколков, осыпающихся со стенок ствола.

e) Следуйте процедуре очистки ствола согласно разделу 4.2.1.

f) Применение вайпера может быть решающим фактором успеха, т.к. увеличивается время, необходимое для завала ствола.

g) Уменьшайте время открытого ствола.

h) He отбрасывайте возможность химической активности и механической нестабильности формации. Пробуйте применять и прослеживайте эффективность методов устранения этих проблем.

i) Перед возобновлением бурения очистите забой.

4.2.6. Рыхлые формации

Песок в рыхлом состоянии и гравий могут обваливаться в забой и образовывать осыпь, (см. рис. 7.24). Высоко фракционированные формации и формации, расположенные в зоне геологического сдвига, могут разрушаться и кусками подать в ствол, зажимая таким образом КНБК.

Настораживающие признаки

Большая секция, пробуренная в рыхлой формации

Большая затяжка при выполнении соединений.

Рыхлый, несцементированный песчаник.

Увеличение давления на выходе насосов из-за завала ствола.

Крутящий момент будет увеличиваться хаотично, но после циркуляции может улучшиться.

Движение колонны вверх может быть ограничено из-за завала КНБК породой.

Движение колонны вниз может быть невозможно из-за заполнения забоя.

Вибросита «засоряются».

Высокая скорость проходки в песке и рыхлых зонах.

Идентификация прихвата

Невозможность циркуляции

Прихват наступает через короткий промежуток времени после окончания циркуляции

Превентивные действия

1. Планирование:

a) Обнаружение больших песчаных и пористых участков на основе информации с буровых.

b) Держите в состоянии готовности резервуар с раствором, содержащим высокую концентрацию геля. Планируйте промывку скважины этим раствором при остановке бурения перед входом в зону с рыхлым песком. Это очистит скважину и позволит лучше оценить сыпучесть песка.

c) Планируйте циркуляцию при каждом соединении. (Поддерживайте большую вязкость и высокую гелевую концентрацию при очистке скважины.)

е) Верхний привод будет мешать образованию мостов из-за осыпания т.к. позволит постоянно двигать колонну при выполнении соединений и спуске-подъеме.

2. Мероприятия на буровой:

а) Следите за осколками бурения. Не пропустите момента появления рыхлых, несцементированных песчаников или высокофракционированных формаций. Наблюдайте за образцами в песко- и ило — отделителях.

c) Быстро задействуйте раствор с высоким содержанием геля при бурении песка.

d) Прекратите долбление и промойте скважину раствором с высокой концентрацией геля.

e) Следуйте инструкциям по промывке в соответствии с разделом 4.2.1.

f) Следите за давлением и пиками давления.

g) Пользуйтесь верхним приводом для расширения ствола во время остановки бурения.

h) Максимально используйте возможности оборудования для отделения твердых частиц из раствора.

i) Не промывайте слишком долго ствол скважины в зоне расположения таких формаций.

Рис. 7.24 Рис. 7.25 Рис. 7.26

4.2.7. Подвижные формации

Соль или мокрый сланец может выдавливаться или «протекать» в ствол и образовывать мосты, перекрывающие затрубное пространство, и вызывать прихват.

Давление вышележащих пород стремится выдавить соль в ствол скважины подобно зубной песте из тюбика. Сжатие ствола составляет порядка дюйма, но эта величина может быть достаточна для прихвата долота или стабилизатора. Сила давления верхних слоев и, следовательно, величина потока в ствол обычно создают проблемы на глубинах ниже 2000 метров (6500 фт). Однако на участках с большим количеством разломов и сдвигов, затекание солей может происходить и на меньших глубинах.

Настораживающие признаки

Ненормальности бурения (остановка)

Резкое возрастание хлоридов в буровом растворе

Соль в осколках бурения

Скважина заполняется перед спуском

Большая затяжка

Увеличение давления из-за блокировки затрубного пространства.

Часто требуется какое — то время для начала протекания в скважину.

Близость солевого купола (поговорите с геологами)

Идентификация прихвата

Прихват наступает через короткое время после прекращения прокачки.

Вращение может быть возможно, но с высоким крутящим моментом.

Превентивные действия

1. Планирование:

a) Определение формы солевого колокола на основе геологических данных и данных с буровой.

b) Планируйте ствол скважины так, чтобы свести к минимуму вероятность проходки через участок с солью (если это возможно).

c) Планируйте возможность изменения химического состава раствора или применения раствора на основе масел.

d) Изучите экономический эффект обходного пути. Может оказаться, что обойти солевой участок будет дешевле, чем пытаться пройти через него.

e) Изучите экономическую сторону применения раствора на масляной основе для всего ствола скважины.

f) Рассмотрите возможность применения эксцентричных долот (PDC) для бурения ствола с большим диаметром.

2. Мероприятия на буровой:

a) Следите за удельным сопротивлением бурового раствора и концентрацией хлоридов. Не пропустите момента резкого увеличения этих параметров.

b) Следите за удельным сопротивлением MWD и датчиком гамма излучения. Это может оказаться первым подтверждением того, что Вы проникли в солевой участок. При бурении с раствором на водяной основе, удельное сопротивление MWD быстро отреагирует на проникновение в солевой участок. Соль растворится в растворе и проводимость в затрубном пространстве возрастет, уменьшая таким образом удельное сопротивление, измеряемое MWD.

c) Вымывайте соль при остановке бурения.

d) Изучайте данные с соседних буровых, позволяющие сделать оценку о приближении к соли.

e) Приподнимите долото и промывайте забой при приближении к соли.

f) Спускайте колонну в скважину потихоньку и приготовьтесь к расширению солевого участка ствола.

g) Если возможно — увеличьте вес раствора. Это поможет сдержать соль.

4.2.8. Некалиброванный ствол

При бурении в абразивных породах изнашивается не только режущая часть долота, но и изменяется его калибр. Раз уж долото не калибровано, то стабилизаторы зажимаются стенками и тоже быстро стачиваются. Попытка пройти одним долотом в абразивной породе как можно больше и получить экономический эффект, в действительности приводит к совершенно противоположному результату, т.к. при этом возникает необходимость проводить работы по расширению ствола скважины. При спуске с большой скоростью, весь калибрующий комплект может быть зажат стенками и возникнет прихват.

Гибкая КНБК может как змея проходить через закривленные участки, которые для жесткой КНБК представляют значительные трудности. Участки, пробуренные гибкой КНБК, могут при спуске более жесткой КНБК повести себя так, как если бы спуск производился бы в некалиброванный участок ствола. Несмотря на легкость подъема гибкой колонны, более жесткая компоновка может быть прихвачена.

Настораживающие признаки

Раскалиброванное долото и стабилизаторы .

Жесткие, абразивные формации (следите за осколками бурения)

Повышенное сопротивление спуску

Низкая скорость проходки, обусловленная недостаточной передачей веса на долото из — за зажима стабилизаторов.

Трудности в выдерживании направления бурения. Из — за действия боковых сил на долото, которые трудно учесть, инструмент будет стремиться отклоняться от заданного направления.

Идентификация прихвата

Прихват происходит при спуске

Циркуляция не нарушена

Вращение невозможно, если долото зажато стенками скважины

Превентивные действия

1. Планирование:

a) Определите абразивные, твердые формации из данных на скважине и из отчетов бурения.

b) Стабилизаторы и долота должны быть снабжены защитными вставками или покрытием из карбида вольфрама на калибрующих поверхностях.

c) Планируйте использование расширителя с цилиндрическими шарошками до спуска долота, если крутящий момент на поверхности станет слишком большим.

3. Мероприятия на буровой:

а) Следите за временем вращения (часами наработки) долота и не допускайте переработки.

b) Следите за скоростью проходки и наклоном ствола. Если скорость проходки уменьшается, а угол изменяется неожиданным образом, то это может случиться из-за недостаточной передачи веса на долото вследствие зажатия стабилизаторов.

c) Изучайте образцы осколков бурения на твердость и абразивные свойства. Проверяйте так же наличие металлической стружки, используя магнит.

d) Следите за поверхностным крутящим моментом. Он может повыситься
из-за зажатия стабилизаторов узкими стенками.

e) Осторожно опускайте новое долото в скважину после замены выработанного (по калибру). В случае «тесноты» ствола — начинайте расширение.

f) Каждый раз после подъема долота и стабилизаторов из скважины проверяйте их калибр. Проверяйте калибр «новых» долот и стабилизаторов.

g) Расширяйте забой после замены трехконического долота на PDC — долото.

4.2.9. Образование желобков

Образование желобков вызывается трением буровой колонны о формацию на участках закривления. Корпуса и места соединения бурильных труб протачивают пазы в породе приблизительно того же диаметра, что и диаметр соединений инструмента. Глубина выработки ограничивается этим в силу того, что на колонну действует большая сила натяжения и препятствует боковому движению. При подъеме, КНБК может попасть в один из таких пазов, который может оказаться слишком тесным для прохождения (см. рис. ниже)

Образование пазов в стволе связано с его искривлением. Колонна «вынуждена» контактировать со стенками забоя. В верхней части ствола углублений в стенках больше, чем в нижней его части. Чем больше боковая нагрузка, действующая на колонну, тем быстрее развивается пазы в стволе скважины. Кроме закривлений ствола, на образование желобков в стенках влияют выступы, которые дают дополнительные точки контакта. Другими местами образования выемок — являются направляющие насадки обсадной колонны, где выемки образуются не в породе, а в металле. Степень развития выемок зависит от времени вращения.

Настораживающие признаки:

Преобладание закривленного участка по сравнению с вертикальной частью в общей глубине скважины.

Прихват происходит при движении колонны вверх.

Затяжка обычно меняется хаотично при прохождении соединений через выемки.

Идентификация прихвата

Первая секция КНБК с большим наружным диаметром достигла участка закривления.

Циркуляция не нарушена.

Вращение может быть возможно.

Превентивные действия

1. Планирование:

а) Избегайте проектирования нескольких участков закривления. При планировании скважины, направленный участок должен иметь максимально возможный допуск и радиус закривления относительно фактической глубины скважины.

b) В компоновке КНБК предусмотрите возможность использования вайпера для устранения желобков в стволе, если большие крутящие моменты и тянущие усилия не представляют проблемы.

2. Мероприятия на буровой:

a) Сводите к минимуму участки с резким отклонением направления бурения

b) Увеличьте размер ствола с резким отклонением в направлении, прежде чем появится возможность для развития желобков.

c) Если предполагается, что в какой — то секции созданы условия для развития желобков, то подумайте о применении вайпера для их устранения.

d) Число корректирующих операций должно быть как можно меньше. Лучше проделать одну большую корректирующую операцию ближе к цели, чем несколько маленьких поправок на небольшой глубине.

e) Ввод хорошей смазки на глубину прихвата поможет в освобождении колонны.

После закривления участка, на колонну со стороны стенок действуют силы. Вращение трубы вызывает образование пазов в формации.

Секция А-А В зависимости от твердости формации, паз может глубоко прорезаться в формации как показано для секции А-А.

При подъеме, КНБК будет врезаться в пазы, т.к. ее наружный диаметр больше диаметра бурильных труб.

Рис 7.27 Образование желобков

Оглавление учебника по бурению горизонтальных скважин

Комментарии запрещены.