Безаварийное бурение

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Неустойчивость стенок скважины

При выполнении СПО возникает опасность потери устойчивость стенок скважины вследствие быстрого изменения распределения напряжений по окружности ствола,

обусловленного:

•Высокой поперечной нагрузкой, действующей со стороны бурильной колонны в местах резкого искривления ствола, когда осевая нагрузка на долото уменьшается до нуля;

•Колебаниями температуры при прекращении циркуляции;

•Эффектом поршневания при спуске и подъеме колонны;

•Осевыми нагрузками, которые создает бурильная колонна при продольном перемещении в стволе;

•Набуханием глинистых пород при длительном контакте с буровым раствором в открытом стволе.

Устойчивость стенок скважины можно контролировать при проведении СПО по тенденциям изменения давления и сопротивления продольному перемещению колонны. Если стенки скважины относительно неустойчивы, то рейс для очистки и проработки ствола может занять больше времени, чем проходка данного участка. Здесь требуется терпение. Желательно выполнять работы таким образом, чтобы при подъеме инструмента стенкам скважины передавалось как можно меньше энергии. Кроме того, нужно спускать колонну на забой и промывать скважину быстро, чтобы свести к минимуму время контакта породы с буровым раствором в открытом стволе и колебания температуры.

В глубоких скважинах может оказаться необходимым спускать инструмент поэтапно, чтобы свести к минимуму колебания давления и температуры. Тиксотропные свойства бурового раствора вызывают его загустевание, когда он неподвижен. Поэтому начало циркуляции сопровождается скачком давления. Затем вязкость быстро уменьшается до нормального значения, и давление падает.

Когда прекращается циркуляция, холодный закачиваемый раствор перестает охлаждать пласты в нижней части скважины, а нагретый в скважине раствор, поднимающийся вверх по кольцевому пространству, перестает нагревать пласты в верхней части скважины. В результате происходит повышение температуры пластов в нижней части скважины, а в глубоких скважинах может произойти понижение температуры пластов в верхней части ствола. Буровой раствор в емкостях также остывает при прекращении циркуляции. После восстановления циркуляции по бурильной колонне движется холодный буровой раствор, охлаждающий нижнюю часть скважины, а по кольцевому

пространству поднимается теплый буровой раствор, нагревающий верхнюю часть скважины. Для того чтобы температура пластов при циркуляции вернулась к нормальным значениям, требуется некоторое время. Такие изменения температуры могут привести к обрушению породы в скважину или к поглощению бурового раствора (см. рис. 8-45).

270

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

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Дифференциальный прихват

Если существует опасность возникновения дифференциального прихвата, нужно очень внимательно отнестись к состоянию нескольких первых свечей неподвижной колонны. Вопреки широко распространенному мнению, большинство дифференциальных прихватов происходит с бурильной колонной в верхней части скважины, а не с КНБК в нижней ее части1. Это обусловлено, главным образом, высокой поперечной нагрузкой на стенку скважины со стороны бурильной колонны, когда долото не находится на забое. Причиной может быть также большая поверхность контакта бурильной колонны со стенкой скважины в небольшом желобе, прорезанном на верхней стенке скважины (см. главу 9, рис. 9-13 и 9-18.)

Если в скважине с резкими искривлениями ствола в песчаном интервале поддерживается репрессия на пласт, следует проявлять особую осторожность. Нужно, по возможности, не оставлять колонну без движения в открытом стволе. Возможно, что перед подъемом колонны придется добавить в буровой раствор смазывающую добавку.

Когда при последующем спуске УБТ первыми проходят песчаный пласт, дифференциальный прихват может не возникнуть. Однако, по мере того как увеличивается вес части колонны ниже песчаного пласта, поперечная нагрузка на поверхность песчаного пласта со стороны колонны возрастает. Прихват может наступить, когда долото не дойдет до забоя всего на несколько свечей, в то время как напротив песчаного пласта будут находиться бурильные трубы, а не УБТ.

Следует отметить также, что при последующем спуске на стенках скважины будет присутствовать очень толстая неустойчивая фильтрационная корка. Поэтому может быть целесообразным прекратить спуск, восстановить циркуляцию и повращать колонну для разрушения неустойчивой корки, и лишь после этого продолжить спуск.

Промывка после СПО

СПО начинаются, когда прекращено бурение и промывка до выравнивания свойств бурового раствора. СПО не заканчиваются, пока долото или обсадная колонна не дойдет до забоя, и не будет выполнена промывка до выравнивания свойств бурового раствора.

К промывке скважины после того как долото вернулось на забой, нельзя относиться несерьезно. Газ, поступивший в раствор при СПО, достигает поверхности несколько раньше, чем будет сделано столько двойных ходов насоса, сколько необходимо для выноса шлама с забоя на поверхность. Временной разрыв между выходом максимального количества газа и выполнением указанных ходов насоса может дать ценную информацию о скорости миграции и (или) источнике поступления газа. По мере приближения к поверхности газ расширяется, и может стать причиной возникновения депрессии на пласт. Поэтому может появиться необходимость проводить циркуляцию на последней половине (или четверти) пути подъема раствора с регулированием давления на устье.

Когда температура на различных участках ствола стабилизируется, может произойти небольшое обрушение породы и поглощение. Не следует начинать бурение или цементирование обсадной колонны, пока не будут устранены возникшие проблемы.

Литература

1)Stewart, Maurice I. Jr., U.S. Minerals Management Service, Metaire, LA: "A Method of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential-Pressure Pipe Sticking"

271

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

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Заключение

Эта книга называется "Безаварийное бурение". Как следует из этого названия, она призвана быть руководством по предупреждению аварий при бурении.

Внимание в этой книге уделяется, в основном, механизмам прихватов. Дело в том, что на долю прихватов приходится большинство проблем в скважине. Однако есть и другие проблемы, такие как разрушение бурильной колонны, поглощение бурового раствора или замедление проходки, а также осложнения в процессе управления траекторией или осуществления контроля над скважиной. Недавно к ним добавились "глубоководные" проблемы, а также вопросы, связанные с высокими давлением и температурой.

В своей книге я намеревался рассмотреть все эти вопросы. Однако мне представляется необходимым в первую очередь опубликовать материалы по прихватам. Другую информацию я добавлю позже, в дополнительных изданиях.

Я хочу подчеркнуть, что бурят скважину те, кто находится на буровой. Именно эти люди

имеют наибольшие возможности следить за параметрами бурения и ликвидировать возникающие осложнения. Если поставлена задача бурить без аварий, то они должны хорошо знать возможные аварии и пройти соответствующее обучение для их предупреждения и ликвидации. Я не устану повторять: "Все знания, накопленные в буровой отрасли за последнее столетие, ничего не стоят, если они не доводятся до человека на буровой".

Эта книга написана для бурильщиков, буровых мастеров, представителей разведочной компании и инженеров по бурению, т.е. тех, кто занимается практической стороной бурения. Хотелось бы надеяться, что это руководство попадет к ним в руки и поможет лучше понять процессы, протекающие в скважине.

В настоящее время я готовлю материал для второго издания книги и дополнительные разделы этого руководства. Я приглашаю читателей присылать свои замечания, сомнения, критику и вопросы, относящиеся к уже опубликованному материалу. Кроме того, я приглашаю присылать ссылки на другие источники и замечания по существующему материалу и материалу, который будет представлен во втором издании.

Со мной можно связаться на сайте моей международной школы бурения и консалтинговой компании по адресу: www.Drilbert.com.

И последнее, что я хочу сказать, заканчивая эту книгу:

Как и в игре в шахматы, можно значительно поднять свой уровень, если читать и изучать книги по соответствующей тематике. Но одно только изучение книг не поможет шахматисту стать классным игроком - он должен приобрести практический опыт, сидя за доской. Кроме того, он должен тщательно анализировать свой опыт вместе с коллегами и тренерами. Без профессионального обучения и формального анализа после игры шахматист никогда не поднимется выше уровня начинающего игрока. То же самое справедливо для бурильщиков и буровых супервайзоров.

С уважением, Джон Митчелл,

Президент компании Drilbert Engineering Inc.

272

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

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

ПРИЛОЖЕНИЕ А Номограммы для определения параметров очистки скважины (для скважин, где возможно свободное вращение колонны)

Методика использования номограмм для определения параметров очистки скважины, заимствованная из статьи ГАОС/БРЕ № 27486 "Простые номограммы для определения требуемых параметров очистки скважины".

1.Выбрать один из трех диаметров ствола:

∙171/2 дюймов

∙121/4 дюймов

∙81/2 дюймов

2.Обратиться к номограмме реологических коэффициентов для выбранного диаметра (левая номограмма). Используя значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига бурового раствора, определить по номограмме реологический коэффициент (КР).

3.Взять из табл. 1 значение коэффициента наклона.

Таблица 1. Коэффициенты наклона скважин

4.Вычислить коэффициент эффективности транспортирования (Т1) по следующей формуле:

TI = RF х AF х MW

Здесь: TI = коэффициент эффективности транспортирования;

RF = реологический коэфф., определяемый по соответствующей номограмме; MW = относительная плотность бурового раствора.

Примечание: под относительной плотностью бурового раствора понимается отношение плотности раствора к плотности пресной воды. Для определения относительной плотности бурового раствора нужно разделить плотность раствора на 8,33 фунт/баррель. Тогда формула для Т1 приобретает следующий вид:

273

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

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

TI = RF х AF х MW ÷ 8,33

Здесь: TI = коэффициент эффективности транспортирования;

RF = реологический коэффициент, определяемый по соответствующей номограмме;

MW = плотность бурового раствора, фунт/галлон.

5.Используя вычисленный коэффициент эффективности транспортирования, можно определить по соответствующей правой номограмме минимальный расход бурового раствора при заданной скорости проходки, либо максимальную скорость проходки при данном расходе бурового раствора.

Номограммы для определения параметров очистки скважин диаметром 17 1/2 дюймов

Номограммы для определения параметров очистки скважин диаметром 12 1/4 дюймов

274

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

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Номограммы для определения параметров очистки скважин диаметром 8 1/2 дюймов

Пример:

Горизонтальная скважина диаметром 8 1/2 дюйма бурится на растворе плотностью 12 фунт/галлон, с пластической вязкостью 25 сП и динамическим напряжением сдвига 18 фунт/100 фут2.

Вопрос:

Какой максимальной скорости проходки можно достичь при расходе бурового раствора 450 галлон/мин?

Ответ:

По номограмме реологических коэффициентов для диаметра скважины 81/2 дюймов находим, что КБ = 0,91.

Из табл. 1 находим, что коэффициент наклона AF = 1,0. Вычисляем коэффициент эффективности транспортирования ТІ:

ТІ = RF х AF х MW ÷ 8,33

ТІ = 0,91 х 1,0 х 12 ÷ 8,33 = 1,31

По номограмме скорости проходки для скважины диаметром 81/2 дюйма при ТІ = 1,31 и расходе бурового раствора 450 галлон/мин получаем, что максимальная скорость проходки равна примерно 23 м/час.

Вопрос:

Какой минимальный расход бурового раствора требуется, чтобы обеспечить скорость проходки 20 м/час?

Ответ:

По номограмме скорости проходки для скважины диаметром 81/2 дюйма при вычисленном ранее ТІ = 1,31 и скорости проходки 20 м/час находим, что требуется расход бурового раствора 440 галлон/мин.

275

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