Руководство по предотвращению прихвата буровой колонны

2. Верхний привод вышки рекомендуется при проходке участков известных своими склонностями к прихвату и он может оказаться очень полезным в уменьшении подоб­ных проблем. Дневные расходы на содержание верхнего привода меньше, чем боль­шинство ловильных работ в скважине. Однако наличие верхнего привода может из­лишне успокоить буровую бригаду относительно возможности прихвата и может при­вести к сокращению противоприхватных мер. С колонной необходимо работать чаще чем один раз за одну остановку в зоне возможного прихвата. Аналогично, частота спус­коподъема вайпера (рис. 13-х) должна быть такой же как и без верхнего привода.

3. При проектировании КНБК, особое внимание уделите следующим моментам.

а) Старайтесь сделать длину КНБК как можно короче, используя только необ­ходимое число труб для выдерживания заданного направления. Это уменьшит длину компо­новки элементов с большим внешним диаметром и, следовательно, силу трения созда­ваемую КНБК.

Некоторый дополнительный вес, требуемый для долота, может быть обеспечен приме­нением утяжеленных труб. В высокопротяженных скважинах необходимое сжа­тие обеспечивается подбором соответствующего количества труб. Это должно быть сде­лано правильно, т.к. существует риск продольного прогиба труб. Длина УБТ не бо­лее 150 - 200 футов хорошо противостоит прихвату.

b) Старайтесь наружный диаметр УБТ КНБК сделать минимальным. Это уменьшает площадь поверхности контакта со стенкой скважины и, таким образом, уменьшает риск дифференциального прихвата.

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.

Рисунок 7-5

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 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.

Рисунок 7-6

Рисунок 7-7

Рисунок 7-8

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 (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.

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, 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).

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.

ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА

Таблица 7-1

Рисунок 7-9

Рисунок 7-10

Первую проходку вайпером сделали спустя 6 часов после бурения этого участка. При этом величина затяжки составила 40 Кфнт фт. Вторую проходку вайпером сделали че­рез 12 часов после этого, дав возможность нарастанию фильтрационной корке в тече­ние вдвое большего времени и при этом затяжка стала равна уже 60Кфнт. фт. В течение 12 часов между второй и третьей проходками вайпера потеря воды увеличилась с 5 до 10 мл. Это дало возможность более быстрому образованию фильтрационной корки и привело к увеличению затяжки до 100 Кфнт фт. На протяжении последующих 12 часов между третьей и четвертой проходкой вайпером вес бурового раствора увеличили с 10ppg до 13 ppg, что не только увеличило скорость образования фильтрационной корки, но и увеличило боковую силу давления на колонну. Колонна оказалась прихва­ченной.

Таким образом, мы увидели как из правильного истолкования графика зависи­мости глубины от времени можно увидеть, когда возникает высокий риск дифференци­ального прихвата

Дифференциальный прихват

Прихват дифференциального давления встречается только в зоне проницаемой форма­ции, такой как, например, песок. Причиной прихвата может служить одна из сле­дую­щих возможных причин.

1. Прихват колонны случается когда ее часть входит в контакт со стенкой ствола и прижимается к фильтрационной корке.На контактирующую часть поверхно­сти ко­лонны с фильтрационной коркой давит гидростатическое давление столба буро­вого раствора.

2. Разница давления столба бурового раствора и давлением в формации дейст­вует на площадь колонны, находящейся в контакте с фильтрационной коркой стенки ствола скважины и эта сила удерживает колонну около этого места.

Затяжка, вызванная прихватом дифференциального давления, может быть вы­числена перемножением дифференциального давления, площади контакта и фактора трения следующим образом:

затяжка = (давление столба - давление в формации) х

ОБРАЗОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

	Для того, чтобы фильтра­ционная корка могла обра­зоваться, необ­ходимо, чтобы гидростати­ческое давление столба раствора было больше дав­ления в формации и фор­мация должна быть прони­цаемой.	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.	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.

Рисунок 7-12

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.

а) 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.

с) Чем меньше потеря воды или фильтрата из бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

В случае бурения песчаника при высоком давлении раствора, дифференциальное дав­ление может быть достаточно большим для образования мощной фильтрационной корки и прихвата КНБК во время бурения. Пример 1 в конце этой главы иллюстрирует это. Наилучшим вариантом в этом случае может быть точное определение порового давления и снижение по возможности веса бурового раствора или установка обсадной колонны.

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.

ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

ВЫСОКАЯ КОНЦЕН­ТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОС­КОЛКОВ ПОРОДЫ давление раствора поровое давление   при высокой концентрации мелких осколков породы фильтрационная корка по­лучается толстой

твердая фаза раствора осколки породы

НИЗКАЯ КОНЦЕНТРА­ЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛ­КОВ ПОРОДЫ давление раствора поровое давление   при малой концентрации осколков породы, фильт­рационная корка получа­ется тонкой и это умень­шает вероятность диффе­ренциального прихвата

Рисунок 7-13

Рисунок 13-15

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 проникаемой 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.

Иидентификация прихвата:

· Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

· Возможна полная циркуляция, но изменения прокачки ничего не меняет.

· КНБК проходит толстый слой проникаемой формации.

· Избыток давления в районе КНБК.

· Силы прихвата становятся больше со временем. превентивные действия

Мероприятия на буровой

а) 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.

b) Следите за дифференциальным давлением при прохождении проницаемых форма­ций настолько аккуратно, насколько это возможно. Это лучше делать путем вычерчи­вания профиля давления для открытой скважины.

с) 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.

е) 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 возвратнопоступательное 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.

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.

5. Рыхлые формации

6. Подвижные формации

· Некалиброванный ствол

· Образование желобов в стенках скважины

Рисунок 7-16

Рисунок 7-17

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, поскольку 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 :

а) 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 с большим внутренним диаметром, большими размерами сопел на долоте и уменьшении веса бурильных труб для умень­шения потерь на трение.

b) Изучите текущие параметры скважины на предмет обнаружения уширений в стволе и включите их в вычисления минимальной скорости потока.

с) Углы наклона стволов в пределах 50 - 60 град. являются наиболее трудными для очистки. Подушка из осколков пробуренной породы стремится соскользнуть вниз и может накапливаться, образовывая “завалы” в стволе. Это необходимо учитывать при планировании скважин с такими наклонами.

d) Необходимо создавать условия для турбулентного движения потока бурового рас­твора в затрубном пространстве, чтобы разрушать “подушку “ из отложений на нижней стенке ствола. Для этого очень часто требуется снижать вязкость бурового раствора.

е) Необходимо включать в планы регулярную очистку ствола вайпером.

f) Верхний привод необходимо использовать для разрушения подушки из отложений.

Уширение скважины от забоя к устью и поддержание циркуляции должны выполняться при спускоподъемных операциях для разрушения подушки из отложений и очистки ствола.

2. Мероприятия на буровой:

а) Поддерживайте циркуляцию и промывайте скважину до удаления всех твердых час­тиц перед подъемом колонны. После подъема долота с забоя поддерживайте циркуля­цию, если на вибраситах будут появляться осколки. Во время прокачки поворачивайте и расхаживайте колонну. Это приведет к подъему частиц с подушки и предотвратит прихват.

b) Ни в коем случае не понижайте скорость потока ниже минимально необходимой для очистки скважины.

с) Для скважин с большими углами наклона увеличение вязкости и резкое увеличение давления не улучшает условия очистки. Если подушка из отложений уже образовалась, то очистку скважины улучшит резкое снижение вязкости раствора, приводящее к по­вышению турбулентности потока. Эти действия должны следовать после эффективного “взбалтывания” подушки трубой и поднятия частиц с поверхности подушки.

d) Сводите к минимуму увеличение расчетного диаметра ствола, где затрубные скоро­сти уменьшаются и увеличивается вероятность образования отложений осколков буре­ния.

Если пробурен слишком большой зумпф для обсаживания какого-либо участка, то это приведет к серьезным проблемам очистки ствола в последующих секциях скважины, т.к. этим самым создаются условия для резкого снижения затрубных скоростей и лами­ниризации потока в этой области.

К нежелательным яв