Бурению горизонтальных скважин

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

где: затяжка (фнт)

давление раствора (psi)

давление в формации (psi)

площадь контакта (кв. дюйм)

фактор трения (безразмерная величина)

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.

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

* 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) 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.

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

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

итверже будет фильтрационная корка.

Вслучае 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.

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

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.

Рис. 7.13 Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки.

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

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.

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

• 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.

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

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.

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

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.

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

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