Безаварийное бурение

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

приближении КНБК или обсадной колонны к уступам нужно уменьшить скорость спуска.

•Нужно проработать участок потенциально опасных уступов. При этом следует соблюдать осторожность, чтобы избежать заклинивания кусками породы, обвалившейся при проработке.

Освобождение колонны, заклинившейся в уступах

Как и при любом прихвате на участке со сложной геометрией, технология освобождения колонны предусматривает расхаживание колонны и удары яссом в направлении, противоположном тому, в котором двигалась колонна до прихвата.

•Первые удары яссом должны быть несильными, чтобы избежать осыпания породы со стенок скважины. Затем, если освободить колонну не удалось, нужно постепенно усиливать удары. Прикладывать крутящий момент можно только при ударах вниз.

•Часто перемещение колонны вниз возможно, если КНБК заклинилась при подъеме, а перемещение вверх бывает возможно, если обсадная колонна заклинилась при спуске. В таких случаях иногда удается вывести колонну из зоны уступов с вращением.

•Иногда удается вывести колонну из зоны уступов, "встряхивая" ее стоячей волной, посылаемой вниз по колонне. Стоячая волна схожа с "волной", которую посылают по шлангу или электрическому проводу, застрявшему на препятствии. Создать стоячую волну в колонне можно путем резкого торможения при спуске. Например, представим себе, что лопасть стабилизатора уперлась в уступ, и вращение невозможно или не приводит к освобождению колонны. В таком случае можно быстро уменьшить натяжение бурильной колонны, чтобы ее верхняя часть пошла вниз. Если затем резко остановить движение колонны еще до того, как полностью исчезнет натяжение колонны, то вибрация, обусловленная внезапным торможением, будет распространяться вниз по колонне. Эта вибрация может быть достаточно сильной для освобождения стабилизатора, который затем можно вывести из зоны уступов. Однако нужно проявлять осторожность, чтобы избежать эффекта поршневания на открытом участке ствола, вскрывшего слабые породы.

•В некоторых случаях могут быть полезны кислотные ванны в интервалах карбонатных пород.

240

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Текучие породы

Некоторые породы, такие как соль, мергели и молодые пластичные глинистые породы могут выдавливаться или вытекать в скважину, что приводит к сужению ствола. Этот процесс обусловлен напряжениями от веса вышележащих пород, тектоническими нагрузками или набуханием.

При бурении в таких условиях осложнений не возникает, но при подъеме инструмента стабилизатор и долото могут заклиниться на участке сужения ствола (рис. 10-18).

Соль известна своей способностью течь по давлением, обусловленной ее высокой пластичностью. Частицы шлама могут казаться твердыми, но под нагрузкой, создаваемой гидравлическим прессом, керн соли легко изменяет свою форму (рис. 10-19).

Напряжения от веса вышележащих пород вынуждают соль расширяться и течь в скважину. При этом диаметр скважины постоянно уменьшается начиная с моменты вскрытия соленосного интервала. Со временем может произойти полное закупоривание ствола выдавленной в него солью.

Все соляные пласты ведут себя по-разному. Некоторые выдавливаются очень быстро, а другие могут вообще не выдавливаться. Некоторые соли очень чистые, а некоторые сильно загрязнены другими осадками. Есть такие соляные пласты, которые сформировались, когда море полностью испарилось, оставив слои соли различных типов, растворяющейся с различной скоростью (рис. 10-20). Эти "многослойные" соляные пласты могут стать причиной осложнений, поскольку применение соленасыщенного РВО не всегда может предотвратить растворение всех слоев такого пласта.

Раствор, насыщенной NaCl предотвратит растворение слоя NаСl, но более растворимые соли, такие как МgСl2, все же могут раствориться, оставляя уступы. Такие уступы могут обломиться и упасть в скважину. Чтобы сохранить номинальный диаметр скважины в интервале многослойных соляных пластов часто используют РУО.

241

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Многослойные соляные пласты формировались, когда полностью испарялись мелководные моря. Наименее растворимые соли выпадали из раствора первыми, а наиболее растворимые - последними.

Типичными примерами многослойных соляных пластов являются цехштейнские солевые отложения в Северном море и у западного побережья Африки.

При контакте с РВО многие соли растворяются, даже если раствор насыщен NaСl, наименее растворимой солью.

Рис. 10-20 Многослойный соляной пласт

Чтобы лучше понять, до какой степени может проявляться текучесть соли, нужно проанализировать факторы, влияющие на текучесть соли.

Факторы, влияющие на деформацию или текучесть соли

На скорость течения соли влияют несколько факторов:

•Напряжения от веса вышележащих пород и тектонические напряжения

•Чистота и толщина соляного пласта

•Температура

•Тип и плотность бурового раствора

Вес вышележащих пород оказывает значительное влияние на текучесть. Чем больше глубина залегания соли, тем более вероятно проявление текучести. Соли характеризуются высоким значением коэффициента Пуассона, поэтому напряжения от веса вышележащих пород легко трансформируются в горизонтальные напряжения. Такое же действие производят тектонические напряжения.

Большое значение имеет также чистота соляного пласта. Загрязнители, такие как песок и глинистые породы в чередующихся прослоях или в смеси с солью уменьшают коэффициент Пуассона, т.е. делают соль менее пластичной. То же самое относится и к темной липкой глине. Можно скатать шарик из бентонитовой глины и посмотреть, как загрязнители, такие как песок, уменьшают ее пластичность.

Тенденция к проявлению текучести возрастает также с увеличением толщины пласта.

Температура пласта также влияет на пластичность соли. Все материалы становятся более пластичными при повышении температуры. Чем больше глубина залегания соли, тем более высокую температуру следует ожидать. Этот фактор, а также напряжение от веса вышележащих пород - вот две главные причины тенденции к увеличению пластичности соли

242

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

на большой глубине. Температура влияет также на предел насыщения или максимальное количество соли, которое может быть растворено и унесено в растворе.

Плотность бурового раствора обеспечивает боковое давление, удерживающее соль. При увеличении радиальных напряжений кольцевые напряжения и, следовательно, касательные напряжения, уменьшаются. При увеличении бокового давления порода фактически становится более пластичной, но касательные напряжения, вызывающие деформацию, уменьшаются. Поэтому текучесть будет проявляться в меньшей степени.

Тип и плотность бурового раствора влияют на скорость растворения соли. Можно подобрать такую рецептуру РВО, при которой скорость растворения соли будет равна скорости ее течения.

Когда следует ожидать заклинивания колонны текучими породами

Заклинивание колонны текучими породами может произойти там, где существуют условия для выдавливания их в скважину. Мощные пласты чистой соли более склонны к проявлению текучести, чем тонкие чередующиеся пласты. Соляные пласты, залегающие на большой глубине или в зонах высоких тектонических напряжений будут течь быстрее, чем соли, залегающие на небольшой глубине и испытывающие низкие напряжения.

Соляные пласты более склонны к текучести в условиях высоких температур и репрессии.

Признаки заклинивания колонны текучими породами

Чаще всего проявляются следующие предпосылки и признаки проявления текучести вскрытых пород:

•Присутствие соляных или угольных пластов

•Куски соли или угля на виброситах

•Недостаточный выход шлама на поверхность

•Увеличение содержания хлоридов в буровом растворе

•Увеличение скорости проходки

•Возрастание крутящего момента и сопротивления продольному перемещению колонны

Присутствие соляных или угольных пластов является первым признаком проявления текучести. Если прогнозируется вскрытие неустойчивых соляных или угольных пластов, следует ожидать проявлений текучести.

Куски соли или угля на виброситах или недостаточный выход шлама на поверхность могут указывать но то, что вскрыт соляной или угольный пласт. Куски выбуренной соли могут полностью раствориться в РВО, поэтому недостаточный выход шлама на поверхность может стать основанием для вывода о том, что разбуривается соль, растворяющаяся в растворе. Этот вывод может быть подтвержден результатами анализа выходящего бурового раствора.

243

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Увеличение содержания хлоридов в буровом растворе может стать основанием для вывода о том, что был вскрыт соляной пласт или пласт, насыщенный рассолом. Соль имеет очень низкую проницаемость, поэтому в отложениях соли часто бывает заперт рассол. Так как соль очень пластична, поровое давление в соляном пласте может быть намного ближе к давлению вышележащих пород, чем поровое давление в других пластах, залегающих на такой же глубине (рис. 10-21). Остановить фильтрацию рассола очень трудно или невозможно.

Высокая скорость проходки и слабая вибрация долота часто наблюдаются при проходке мощных соляных пластов. Это может указывать на то, что была вскрыта соль.

Возрастание крутящего момента и сопротивления продольному перемещению колонны

при СПО или проработке ствола могут указывать на сужение ствола из-за выдавливания породы

в скважину.

Предотвращение заклинивания колонны текучими породами

Для предотвращения заклинивания колонны текучими породами чаще всего принимают следующие меры:

•Проводка скважины в обход соли и других текучих пород

•Увеличение плотности бурового раствора

•Использование буровых растворов с низким содержанием солей

•Регулярные проработка соленосных интервалов

•Использование бицентричных долот

Лучшая защита от заклинивания в соли - это, прежде всего, проводка скважины в обход соляных пластов. Если же проект предусматривает проходку через соляной пласт, то нужно избегать или в максимальной степени ослаблять факторы, способствующие проявлению текучести.

244

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Применение бурового раствора высокой плотности поможет избежать выдавливания соли благодаря увеличению радиальных напряжений, действующих на стенки скважины, и уменьшению касательных напряжений, вызывающих деформацию породы. Увеличение плотности бурового раствора до такого значения, при котором соль вообще не будет течь, может быть нецелесообразным. Тем не менее, любое увеличение плотности бурового раствора замедлит течение соли.

Можно разработать слабоминерализованный буровой раствор, который будет растворять соль с такой же скоростью, с которой происходит ее течение в скважину. Этот подход эффективен в тех случаях, когда скорость течения прогнозируема и не очень велика. При разбуривании многослойных соляных пластов этот подход менее эффективен.

Высокоминерализованные РВО используются для предотвращения чрезмерного расширения ствола вследствие растворения соли со скоростью, превышающей скорость течения соли в скважину. Расширение скважины из-за перехода соли в раствор более вероятно на небольшой глубине, чем на большой глубине. При разбуривании мелкозалегающих соляных пластов для сохранения номинального диаметра скважины часто используются РУО или синтетические буровые растворы.

При разбуривании соляных пластов, пожалуй, чаще всего применяют такое средство, как регулярные проработки соленосных интервалов. При таких проработках постоянно удаляется материал, выдавливаемый в скважину.

Применяют также бицентричные долота, с помощью которых получают диаметр скважины, превышающий диаметр долота и стабилизаторов. Благодаря этому увеличивается интервал между проработками, в течение которого можно безопасно бурить.

Бурильная колонна почти всегда заклинивается при попытках поднять колонну или выполнить проработку ствола в соленосном интервале. Как и всегда при опасности прихвата на участках со сложной геометрией бурильщик должен постоянно следить за положением КНБК. Поднимать колонну в соленосном интервале нужно очень медленно, избегая чрезмерного увеличения нагрузки на крюке. Если после последней проработки прошло слишком много времени, может понадобиться ванна из пресной воды и дополнительная проработка.

При спуске колонны в соленосный интервал целесообразно проработать этот интервал, если только нет данных о том, что выдавливание соли в скважину прекратилось.

Освобождение колонны, заклинившейся в интервале текучих пород

Как и при любом прихвате на участке со сложной геометрией, технология освобождения бурильной колонны, заклинившейся в интервале текучих пород, предусматривает расхаживание колонны и удары яссом в направлении, противоположном тому, в котором двигалась колонна до прихвата. В соленосных интервалах бурильная колонна почти всегда заклинивается при подъеме, поэтому скорее всего наносить удары яссом нужно будет вниз.

Если проворачивание, перемещение вниз и удары яссом не привели к освобождению колонны, можно поставить в месте прихвата ванну из пресной воды для растворения соли. Разумеется, если возможна циркуляция. Нужно проявлять осторожность и не создавать слишком большое усилие при подъеме колонны, чтобы не перекрыть ствол в узком месте, после чего циркуляция будет невозможна.

245

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Диаметр ствола меньше номинального

Если долото и стабилизатор вошли в участок ствола с диаметром меньше номинального, они могут заклиниться. Обычно уменьшение диаметра ствола происходит из-за износа долота. Диаметр постепенно уменьшается по мере износа долота.

Члены буровой бригады обязаны шаблонировать долото и стабилизаторы перед спуском их в скважину и после подъема их из скважины. Поэтому бурильщик должен знать о существовании участка с диаметром меньше номинального, если он есть. Если бурильщик не проявил осторожность при спуске в скважину колонны после замены долота или КНБК, то долото или стабилизатор могут зайти в участок с диаметром меньше номинального и заклиниться там.

Когда следует ожидать сужения ствола до диаметра меньше номинального

Ожидать сужения ствола до диаметра меньше номинального можно тогда, когда срабатывается долото или стабилизаторы. Это происходит обычно при разбуривании абразивных песков и/или когда долото перестает разрушать породу на забое.

Возможно также заклинивание долота или стабилизаторов диаметром больше номинального в стволе номинального диаметра. Так происходит иногда с наплавленными буровыми долотами и восстановленными стабилизаторами. Это одна из причин, по которым считается хорошей практикой шаблонировать долота и стабилизаторы при спуске в скважину и при подъеме из скважины.

Следует также ожидать сужения ствола до диаметра меньше номинального при проходке текучих пород. Песчаники, испытывающие тектонические напряжения, могут проявлять ползучесть (текучесть) по одной оси, в результате чего

уменьшается эффективный диаметр. Пластические породы, такие как соль, уголь и темная липкая глина, могут проявлять текучесть по двум осям.

В породах, которые бурятся трудно/медленно, номинальный диаметр сохраняется лучше, чем в более мягких. В них наиболее вероятно заклинивание долота или стабилизаторов диаметром больше номинального. Когда на поверхность поднимают долото с диаметром меньше номинального, всегда нужно предполагать, что последние несколько футов пробурены с диаметром меньше номинального.

246

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Признаки сужения ствола до диаметра меньше номинального

Самым первым признаком сужения ствола до диаметра меньше номинального является изменение скорости проходки. В классическом случае происходит износ долота, и скорость проходки уменьшается. При выдавливании в скважину соли скорость проходки возрастает. В том и в другом случае бурильщик понимает, что нужно тщательно проверить диаметр долота при подъеме его на поверхность и отметить все сужения, которые могут быть признаком неустойчивых пород.

Низкая скорость проходки характерна для твердых пород, в которых хорошо сохраняется номинальный диаметр ствола. Поэтому в интервалы, где скорость проходки низка, нельзя спускать долота диаметром больше номинального, которые могут там заклиниться.

Предотвращение заклинивания колонны на участке ствола меньше номинального

Чтобы избежать заклинивания колонны на участке ствола меньше номинального бурильщик должен следить за положением долота и стабилизаторов при спуске инструмента. Нужно уменьшать скорость спуска и тщательно прорабатывать все интервалы, где можно ожидать сужения ствола до диаметра меньше номинального.

Считается хорошей практикой всегда прорабатывать интервал над забоем длиной в две свечи.

Чтобы получить информацию о возможных сужениях ствола до диаметра меньше номинального буровая бригада должна всегда шаблонировать каждый элемент, спускаемый в скважину и поднимаемый из скважины.

Освобождение колонны, заклинившейся на участке ствола меньше номинального

Бурильная колонна может заклиниться на участке ствола меньше номинального только при спуске. Таким образом, для освобождения от прихвата нужно наносить удары яссом вверх без прикладывания крутящего момента.

Если колонну освободить колонну ударами ясса не удается, то можно применить несколько дополнительных приемов. К таковым относятся кислотные ванны в карбонатных породах и ванны из пресной воды в соленосных интервалах, где находится долото. Пресная вода,

закачиваемая с большим расходом, может вызвать эрозию материала вокруг долота. Могут быть полезными также жидкости со смазывающими добавками.

Может быть эффективным низкочастотный вибратор, если его удастся довести до долота.

Литература

1)Bill Murchinson, Murchinson Drilling Schools: "Drilling Practices Course" Albuquerque, New Mexico

2)BP Amoco Training to Prevent Unscheduled Events Course, 1996

3)Bill Garrett, & Gerald Wilson; "How To Drill A Useable Hole" World Oil (August 1, 1976)

247

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Глава 11

Динамика параметров бурения и регистрирующие приборы

Введение

В этой главе основное внимание уделено "прослушиванию скважины", помогающему избежать осложнений. Для этого используются тенденции изменения параметров при бурении и при СПО. Глава начинается с определения термина "тенденция" и перечисления различных параметров, которые мы контролируем. Говорится также о некоторых тонкостях тенденций, помогающих различать проблемы разных типов. Сначала рассматриваются некоторые легко узнаваемые тенденции, а затем - "замаскированным" или скрытые тенденции.

Ближе к концу главы сравниваются механические и электронные регистрирующие приборы, рассматриваются их достоинства и недостатки.

Тенденции

Одно из важнейших условий успешного бурения - тщательный контроль за динамикой параметров бурения, т.е. за тенденциями изменения параметров при бурении и СПО.

"Тенденция" определяется как характер изменения одного параметра по отношению к другому. Количество параметров, которые следовало было бы рассмотреть, велико, но к наиболее важным относятся следующие:

•Нагрузка на крюке, сопротивление продольному перемещению колонны в стволе, осевая нагрузка на долото

•Высота расположения талевого блока

•Давление в стояке

•Число ходов насоса в минуту

•Крутящий момент ротора

•Частота вращения ротора

•Скорость проходки

•Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины

•Свойства бурового раствора

•Шлам и обвалившаяся порода на вибросите

•Объем раствора в емкости

•Расход бурового раствора

•Газопроявления

•Глубина

•Время

248

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Отметим, что численное значение любого из этих параметров не так важно. Важен характер изменения одного из этих параметров по отношению к любому другому параметру. Другими словами, важна тенденция, а не одномоментное численное значение параметра.

Какой-либо один параметр не может отслеживаться сам по себе, вне соотнесенности с другими. По определению, некая тенденция строится по меньшей мере на двух параметрах. Например, повышение давления насоса ни о чем не говорит, если не прослеживать изменение числа ходов насоса. Когда количество ходов насоса возрастает, можно ожидать роста давления на выкиде насоса в соответствии с уравнением 11.1

Если давление насоса постепенно уменьшается при неизменном числе ходов - это предупреждение о возможном промыве. Если давление насоса постепенно увеличивается при неизменном числе ходов -это предупреждение о возможном закупоривании ствола скважины или об изменении свойств бурового раствора. Если просто посмотреть на манометр, установленный на нагнетательном трубопроводе насоса, и отметить, что давление равно 200 кг/см2, то это ничего не даст, если не сравнить указанное значение с полученным ранее. Аналогичным образом, нужно сопоставлять изменение (или отсутствие изменения) давления по крайней мере с одним из других параметров, например, с глубиной скважины, продолжительностью бурения, числом ходов насоса в минуту, скоростью проходки и т.д.

Успех мониторинга тенденций в значительной степени зависит от того, насколько тщательно параметры наблюдаются и записываются. Один метод - регулярная запись параметров в журнал и выявление тенденций в изменении численных значений. Другой метод заключается в установке регистрирующего прибора, который непрерывно записывает параметры и показывает тенденции их изменения в виде угла наклона кривых. Типичной записью регистрирующего прибора является диаграмма станции контроля параметров бурения

(Geolograph) (рис. 11-1).

Рис. 11-1 Диаграмма станции контроля параметров бурения

Отметим, что на рис. 11-1 давление насоса возрастает со временем и с глубиной, а число ходов насоса в минуту остается неизменным. Давление насоса устойчиво возрастало более двух часов. Из. рис. 7-59 мы видим, что это могло быть результатом закупоривания скважины из-за ее некачественной очистки.

249

СПБГУАП | Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts