Бурению горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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

Внастоящее время одним из важнейших способов предотвращения дифференциального прихвата является точное определение порового давления.

Для предотвращения дифференциального прихвата необходимо проводить анализ

порового давления двух типов.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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

ктому, 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.

3.2.2Система 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.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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+

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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.