Дополнительные данные со скважин.

Руководство по предотвращению прихвата буровой колонны

Введение

Важнейшей задачей является существенное уменьшения числа случаев потери бурового инструмента в скважинах путем усовершенствования практики планирования и контролирования ситуации в забое. Подъемные трубы, УБТ, обсадные колонны, бурильные трубы часто оказываются зажатыми в скважине и это приводит к очень большим потерям времени и денег. Прихват может произойти во время бурения, во время объединения, спускоподъемной операции, каротажа, отбора керна или при любой буровой операции, связанной с движением оборудования в скважине, существует множество механизмов прихвата буровой колонны в открытой скважине. В газонефтяном комплексе принято делить все прихваты на две категории: МЕХАНИЧЕСКИЙ ПРИХВАТ и ПРИХВАТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ.

Множество прихватов буровых колонн можно было бы избежать при тщательном планировании.

Знание текущих параметр скважины является чрезвычайно важным для предотвращения прихвата колонны. Хотя жесткий план - весьма существенен для предотвращения прихватов, буровая бригада в большой степени ответственна за решение проблем свободной скважины.

Внимательный анализ буровых параметров и мониторинг формаций дают возможность раннего обнаружения ситуаций прихвата. Даже простейшие измерения таких параметров как повышенная нагрузка на крюке и превышение крутящего момента на поверхности дают возможность принять необходимые меры по предотвращению аварийной ситуации. Буровая бригада должна в первую очередь обнаружить прихват в забое, затем понять причину его возникновения и принять меры к устранению причины его возникновения.

Планирование

Дополнительные данные со скважин.

Богатство дополнительной информации на скважинах позволяет использовать ее для предотвращения прихвата.

Необходимо замечать следующее:

1. Наряду со свойствами бурового раствора, используемого на данном участке, заметьте места касания КНБК с забоем.

2. Проницаемые формации, формации с высоким содержанием глины, рыхлые формации и солевые зоны могут быть идентифицированы посредством Е- каротажа, анализа данных MWD и бурового раствора. Глубина и толщина таких склонных к прихвату формаций должна быть зарегистрирована наряду с соответствующими свойствами бурового раствора.

3. Поровое давление проницаемых формаций оценивается по наличию газа, проверкам бурильной колонны и испытателю пластов многократного действия.

4. Регистрация образования желобков в стенках скважины (из-за вращения бурильной колонны в искривленном стволе) вместе со средней горизонтальной составляющей участка закривления и скоростью проходки (индикатор мягкости породы)

5. Истощенные продуктивные зоны и зоны, находящиеся в настоящее время в эксплуатации на других скважинах.

6. Оценки градиента трещиноватости пласта по тестам утечки.

7. Формации, вызывающие проблемы потери циркуляции и применяемые удельные плотности бурового раствора.

8. Конфигурация пласта из геологических исследований.

9. Заметьте любые проблемы очистки забоя в связи со свойствами бурового раствора, скоростью прокачки и скоростью проходки.

Планирование

Ниже приводится процедура подготовки, применимая к большинству скважин.

1. Идентификация потенциально опасных формаций и адаптация к ним специальных процедур, таких как чистка скважины резиновым диском с отверстием в центре (частота спуска-подъема), подбор свойств бурового раствора и частота спускоподъемных операций 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 должна быть такой же, как и без верхнего привода.

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

a) 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.

Рис. 7.1 Чрезмерная величина УБТ увеличивает вероятность прихвата

Рис. 7.2 Снижение числа бурильных труб уменьшает вероятность прихвата.

Рис. 7.3 Уменьшение диаметра УБТ уменьшает площадь контакта между стенками скважины и УБТ.

Внимание! Наружные диаметры бурильных труб могут быть выбраны большего размера по условиям турбулентности бурового раствора в сильно отклоняемых скважинах. Необходимо достичь компромисса между эффективностью очистки забоя и риском прихвата.

4. Обратите внимание на то, как долго ствол оставался открытым до обсаживания и цементирования. Любое уменьшение этого времени снижает риск прихвата. В частности, время становится критическим при бурении утолщений глинистых сланцев с применением буровых растворов на водяной основе. Большинство сланцев не вызывают проблем осыпания до некоторого времени. Опытные буровые мастера знают, что в течение 20-30 дней у них не возникнут серьезных проблем на участках с глинистыми сланцами, если обсаживание и цементирование будут выполнены в этом интервале времени.

5. Тщательное планирование параметров бурового раствора помогает поддерживать скважину в идеальном состоянии. Везде, где это возможно, необходимо делать вес бурового раствора большим даже после установки обсадной колонны во избежание больших дифференциальных давлений в открытом стволе. Этого запаса бывает достаточно для работы КНБК без опасения прихвата. Программа "торстар" вычисляет и среднюю горизонтальную составляющую на участке закривления так, что результаты оказываются реалистичными.

6. На стадии планирования следует воспользоваться программой "торстар" для вычисления средних величин момента при бурении и нагрузки на крюк при спуско-подъемных операциях. Как правило, вычисленные программой значения вытягивающего усилия и момента не превышают 3/4 максимальных величин буровой установки.

7. Гидравлическая программа должна учитывать запланированную КНБК и размеры скважины, В затрубном пространстве должна поддерживаться минимальная скорость 80 - 100 фт/мин. для обеспечения удаления осколков породы. Гидравлическая программа на Эдвайзере так же предсказывает максимальный размер частиц породы, которые могут быть вынесены раствором для данной скорости прокачки.

8. Хотя основной задачей конструирования колонны является задача безопасного бурения, она так же должна пытаться свести к минимуму потенциальную опасность дифференциального прихвата. Следующий пример иллюстрирует как дифференциальное давление и фракционный градиент необходимо учитывать при достижении точки обсадки.

Рис. 7.4 Установка обсадной колонны для того, чтобы свести к минимуму дифференциальное давление в песке.

В вышеприведенном примере необходимо установить промежуточную обсадную колонну, т.к. фракционный градиент на поверхности основания колонны составляет 15 ppg и вычисленное поровое давление при Td составляет 16,7 ppg.

Вариант обсадки 1 - бурить до выхода из мягкой границы и установить обсадную колонну, когда поровое давление и вес бурового раствора будут равны 15ppg. Это приведет к превышению равновесия на 6 ppg в песке, что очень плохо для дифференциального прихвата.

Вариант обсадки 2 - бурить до верхней границы зоны повышенного давления и установить обсадную колонну с поровым давлением в 11,1 ppg. Это приведет к превышению давления в песке на 2,1 ppg, что составляет около 1/3 величины первого варианта обсадки.