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

В настоящее время одним из важнейших способов предотвращения дифференциального прихвата является точное определение порового давления. Для предотвращения дифференциального прихвата необходимо проводить анализ порового давления двух типов.

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 к тому, 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.

3.2.2 Система 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.

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).