vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10.Всегда поддерживайте циркуляцию на соединениях так долго, насколько это возможно. Перед тем как делать соединения - всегда очищайте скважину. На трудных участках вращайте колонну как можно чаще.

2. Непрерывный сбор необходимой информации на буровой.

Существует минимально необходимый набор параметров, который должен постоянно регистрироваться буровой командой для предотвращения прихвата. Эти параметры - очень важны, поскольку являются общими для всех членов буровой команды. Это является важным еще и потому, что на основе знания этих величин легко достичь взаимопонимание и связь между всеми членами буровой команды, что и позволяет предвидеть возникновение ситуации прихвата без использования сложного набора параметров.

3.1. Измерения, указывающие на возникновение ситуации прихвата. 3.1.1. Затяжка.

Измерение затяжки является одним из основных способов обнаружения возникновения прихвата. Прихват буровой колонны начинается тогда, когда статическая сила необходимая для начала вытягивания колонны превышает возможность подъемного устройства на буровой вышке или прочность на разрыв труб буровой колонны. Иногда от прихвата можно освободиться встряхиванием или изменением веса бурового раствора.

Ниже приводятся два примера из опыта бурения наклонной (под углом 20 град) скважины. Максимальная затяжка для этой колонны была 200Кфнт.

Первый пример показывает как отслеживание затяжек может помочь в обнаружении начала ситуации прихвата. При выполнении каждого соединения регистрировались затяжки, которые вычислялись из уравнения :

Затяжка = Нагрузка на крюке при подъеме - Вес колонны.

При бурении участка скважины с 300 до 650 фт., усредненные значения затяжки составляли 90 Кфнт., что является достаточно большой величиной для такого рода скважин. На глубине 650 фт. затяжка возрасла до 130 Кфнт. и оставалась на этом уровне до момента возникновения прихвата трубы на глубине 750 фт. Заметьте, что средняя затяжка была 130 Кфнт., что существенно меньше 200 Кфнт., необходимой для возникновения прихвата. Хотя среднее значение было 130 Кфнт., мгновенные значения этой величины были больше. Отсюда следует вывод, что необходимо принимать во внимание не только среднюю величину затяжки, но и отклонения от этой величины в разные моменты времени.

Второй пример показывает как нужно проследить за затяжками при подъеме колонны для того, чтобы определить возникновение ситуации прихвата.

При подъеме затяжка легко вычисляется при помощи следующего уравнения :

Затяжка = Усилие на крюке при подъеме - теоретическая нагрузка на крюке

Теоретическая нагрузка на крюке - это вес колонны для данной глубины и она вычисляется программой, ответственной за спускоподъемные операции.

Подъем начинался с глубины d520 фт. Затяжка была высокой, и ее величина составляла около 100 Кфнт. до глубины c950 фт., где она возросла до 140 Кфнт.. Прихват колонны произошел на глубине c900 фт.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УВЕЛИЧЕНИЕ ЗАТЯЖКИ ПРИВОДИТ К ПРИХВАТУ

Рисунок 7-5

3.1.2. Крутящий момент

Крутящий момент, измеряемый на поверхности, является одним из важнейших параметров для определения ситуации прихвата. Из - за возрастающего контакта стен- ка-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 повержности 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 d850фт. было замечено увеличение крутящего момента с 7,5 до 8,5 Кфт фнт. Вес на поверхности увеличился незначительно, с 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 остановки проходки. При попытке спуска резинового диска с отверстием в центре (вайпера) на глубине спуска 100 фт. произошел прихват колонны.

Если существует возможность измерения момента в забое, то лучше ориентироваться на дельтамомент (момент на поверхности - момент в забое) для обнаружения прихвата. Этим самым устраняется влияние момента на долоте и внимание фокусируется на силах, действующих непосредственно на колонну. Хорошим подтверждением этого служит пример резкого увеличения момента на поверхности на глубине d920 фт. Анализ дельта - момента, (чертеж приводится ниже) показывает, что этот пик был вызван только лишь увеличением момента на долоте. Из чертежа видно, что дельта - момент на участке d950 - е100 фт. выше, чем тот, который был ранее и это указывает на действие на колонну посторонних сил, вызывающих прихват.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УВЕЛИЧЕНИЕ ЗАТЯЖКИ ПРИ ПОДЪЁМЕ ПРИВОДИТ К ПРИХВАТУ

Рисунок 7-6

КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ ПЕРЕД ПРИХВАТОМ

Рисунок 7-7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УВЕЛИЧЕНИЕ МОМЕНТА ПЕРЕД ПРИХВАТОМ

Рисунок 7-8

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 дифферен-

циального 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 (0.4 ppg @ 10000ft) 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 лишь может 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 :

а) Вес бурового раствора должен быть достаточным для достаточной 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,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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).

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 диагностицирована как следствие вспучивания стенок скважины и зажим колонны после прекращения прокачки бурового раствора. Вес бурового раствора был увеличен с 9,8 ppg до 12,1ppg для того, чтобы противодействовать вспучиванию стенок. Содержание поташа, который контролирует водоотдачу раствора формации увеличили с 1000 до 2000 мг/л. Рекомендуемая концентрация К+ составляет 30,000 мг/л для наименее гидратированных глинистых сланцев до 140,000 мг/л до 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 3500ppm. 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.