Чрезмерная величина убт увеличивает вероятность прихвата.

Рисунок 7-1

Снижение числа бурильных труб уменьшает вероятность при­хвата.

Рисунок 7-2

Уменьшение диаметра убт уменьшает площадь контакта между стенками скважины и убт.

Рисунок 7-3

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 спуско­подъем­ных 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.

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

Рисунок 7-4

В вышеприведенном примере необходимо установить промежуточную обсадную ко­лонну, т.к. фракционный градиент на поверхности основания колонны составляет 15 ррg 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.