Осложнения в процессе бурения

По тем же причинам примерное  значение показателя фильтрации выбираем                      6 – 8 см³/30 мин. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчет расхода  материалов и химических реагентов.

 

3.1 Расчет объемов бурового  раствора.

 

V_б.р. = V_исх + V_i

 

V_исх = V_н + V_емк

 

V_i = n_p – ∆l

 

V_i – нарабатываемый объём при бурении интервала;

V_н – объем обсаженной части скважины или объем скважины до перехода на новый

        раствор или новую химическую обработку;

V_емк - объём ёмкости циркуляционной системы;

n_р – норма расхода бурового раствора на каждый метр проходки в зависимости от скорости        бурения диаметра   долота и стабилизации раствора;

∆l – длина интервала бурения.

 

Интервал 0-500 метров.

 

Скорость  бурения 3000 м/ст-мес.

Dд = 295,3 мм

n_р = 0,22

 

V_н = 0

V_емк = 4 · 40 + 8 = 168м³

V_исх = 0+168 = 168 м³

V_i = 0,22 · 500 = 110 м³

V_б.р. = 168 + 110 = 278 м³

 

Интервал 500-2541 метров.

 

Скорость бурения 3000 м/ст-мес.

Dд = 215,9 мм

n_р = 0,12

∆l = 2041 м

D_ок = 245 мм

L_i = 500 м

 

D_вн = 0,245 - 0,020 = 0,225

V_H = 0,785 · 0,225² · 500 = 20 м³

V_емк=168м³

V_исх = 20+168=188m³

V_i = 0,12 - 2041= 245 м³

V_6.p. = 188+ 245 = 433 м³

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Расчёт глинопорошка.

 

При полной замене раствора на новый:

 

Q_г/п = n_г/п · V_б.р.

 

При восполнении раствора:

 

Q_г/п = n_г/п · V_i.

 

где, n_г/п - норма расхода глинопорошка для приготовления 1 м³ раствора.

 

Интервал 0-500 метров

 

ρ_г/п = 2500 кг/м³; ρ = 1100 кг/м³; n_г/п = 0,094 т/м³.

 

Q _г/п = 0,094·278 = 26,1 т

 

Интервал 500-2541 метров

 

Замена раствора на безглинистый

 

З.З Расчёт количества химических реагентов.

 

Интервал 0-500 метров

 

Бентонитовый раствор:

- NaOH;                  n = 0,025 т/м³

- КМЦ-500;                 n = 0,0072 т/м³

 

Q_NaOH = n · V_б.р = 0,025 · 278 = 6,95 т

Q_кмц =  n · V_б.р = 0,0072 · 278 = 2 т

 

Интервал 500-2541 метров

 

Полимеркалиевый раствор (замена раствора):

- ПАА                   n = 0,00075 т/м³

- ГКЖ                   n = 0,00125 т/м³

- FK-Lube             2 % от объёма

- MAC-200           n = 0,000015 т/м³

 

Q_ПАА = n · V_б.р = 0,00075 · 433 = 0,32 т

Q_ГКЖ = n · V_б.р = 0,00125 · 433 = 0,54 т

Q_FK-Lube = n · V_б.р = 0,02 · 433 = 8,66 т

Q_MAC-200= n · V_б.р = 0,000015 · 433 = 0,0065 т

 

Таблица 3.1

Интервал, м	Диаметры, мм		Объемы бурового раствора, м3
		долота	обсадной колонны	V начальный	Vi	V емкости	∑V
0-500	295,3	245	0	ПО	168	178
500 - 2541	215,9	168	20	245	168	433

 

 

Технологический регламент на буровые растворы.

 

Глубина, м	Литологическая колонка	Осложнения и Pпл, МПа	Конструкция скважины	Буровые растворы				Примечание
				Основной вариант		Запасной вариант
				Состав	Параметры	Состав	Параметры
0-500		Размыв устья, обвалы стенок скважины, кавернообразования, оттаивание ММП.   Pпл = 4,9МПа	324     245       168         25м       500м                          2541м	Бентонито-    вый глинопорошок – 60-120 кг/м3 NaOH – 1-2 кг/м3 КМЦ 500 – 1,5-3 кг/м3	r=1110 кг/м3 q1=47,4 дПа q1=71,1-94,8 дПа У.В. = 30-40 с        Ф30 = 10-15 см3/30 мин	Хлоркаль-циевый г/п – 60-80 кг/м3 CaOH2 – 5-10 кг/м3 CaCl2 – 5-10 кг/м3 КМЦ – 10-20 кг/м3 КССБ – 50-70 кг/м3	r=1110 кг/м3 q1=47,4 дПа q1=71,1-94,8 дПа У.В. = 30-40 с        Ф30 = 10-15 см3/30 мин	Необходимо обеспечить хорошую очистку (содержание песка 0,5-1%) бурового раствора в виду того, что планируется использование телеметрической системы «Geolink». Вибросита: Derrick -2000 Песко-илоотделитель: mud cleaner Swaco Центрифуга Swaco 518.   Химические реагенты и глинопорошки   добавлять в том виде, в котором они представлены фирмой изготовителем
500-2541		Обвалы стенок скважины, кавернообразования. Сужение ствола. Водопроявления при снижении давления ниже гидростатического. Незначительные обвалы стенок скважины, кавернообразования, сужение ствола скважины против проницаемых пород. Прихваты бурильного инструмента. Поглощение промывочной жидкости отложениях. Нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт. Pпл = 22,42МПа		Безглинис-тый   ПАА –   0,5-1 кг/м3 ГКЖ – 1-1,5 кг/м3 FK-lube – 2% от объёма MAC-200 – 0,01-0,02 кг/м3 Вода – остальное	r=1130кг/м3 q1= 3,12 дПа q1=4,68-6,24 дПа У.В. = 35-45 с        Ф30  = 6-8 см3/30 мин	Полигли-коливый   Биополимер – 1-1,5 кг/м3 PAC-R(LV) – 2,6 кг/м3 Na2CO3– 1-2 кг/м3 NaOH – 1-3 кг/м3 Карбонатный кальматант – 20-30 кг/м3 Aldacide G –  0,57-1,43 кг/м3 MC-GLYC – 4-6 кг/м3	r=1130кг/м3 q1= 3,12 дПа q1=4,68-6,24 дПа У.В. = 35-45 с        Ф30  = 6-8 см3/30 мин

 

 

 

4. Предупреждение прихватов  бурильного инструмента, кольматации (закупоривания)

призабойной зоны пласта.

 

Механизм прихвата

 

Прихват бурильной колонны —  это одно из наиболее распространенных осложнений во время буровых работ. Иногда это осложнение возникает при спуске или подъеме бурильной колонны в интервале ствола, диаметр которого меньше номинального, в интервале с желобом в стенке или в интервале, где в результате обвала образовалась пробка. Во всех этих случаях бурильщику обычно удается освободить колонну. Более сложным является прихват из-за перепада давления, который обычно возникает после временного прекращения промывки и вращения (например, при наращивании бурильной колонны). Это явление впервые было идентифицировано Хейуордом в 1937 г., а его механизм был выявлен Хелмиком и Лонгли в лабораторных условиях в 1957 г.

В скважине часть бурильной колонны  касается нижней стороны стенки искривленного ствола. Пока колонна вращается, она смазывается тонким слоем бурового раствора и давление, действующее на трубы, со всех сторон одинаково. Однако когда вращение прекращается, часть колонны, контактирующая с глинистой коркой, изолируется от действия столба бурового раствора; перепад давления по обе стороны колонны вызывает затяжки при попытке поднять колонну. Если сопротивление перемещению колонны при подъеме из скважины превышает усилие, которое может развить буровая установка, происходит прихват колонны. Таким образом, увеличение сопротивления при подъеме колонны свидетельствует о возросшей опасности прихвата из-за перепада давления.

 

Вес в бурильной колонне распределяется так, что утяжеленные бурильные трубы всегда лежат на нижней стороне стенки ствола, поэтому прихват из-за перепада давления всегда происходит в интервале ствола, в котором находится тяжелый низ. Когда колонна вращается, УБТ опираются на нижнюю сторону стенки ствола, создавая на нее нагрузку, равную нормальной составляющей веса УБТ по отношению к стволу. Таким образом глубина внедрения УБТ в глинистую корку зависит от искривления ствола и от отношения скорости механической эрозии под УБТ к скорости гидродинамической эрозии, создаваемой потоком бурового раствора в остальной части ствола. Если искривление ствола мало или скорость вращения не очень высока, УБТ будут внедряться в глинистую корку незначительно, как показано на рис. 9.2 А.

Когда вращение прекращается, под  действием веса колонны изолированная  зона глинистой корки уплотняется, а вода, содержавшаяся  в   ее  порах,  выдавливается   в   породу.   Эффективное напряжение в глинистой корке увеличивается по мере вытеснения из нее поровой воды, поэтому высокое между трубой и глинистой коркой является основной причиной прихвата из-за перепада давления. После очень длительных   периодов   неподвижности   колонны   поровое  давление корке  становится   равным   пластовому  давлению,   а   эффективное  напряжение  при  этом  определяется   разностью   между гидростатическим давлением бурового раствора в стволе и пластовым давлением.

Усилие, необходимое для подъема  бурильной колонны, становится тем больше, чем дольше колонна оставалась неподвижной, так как в статических условиях фильтрация продолжается. Таким образом, вокруг утяжеленных бурильных труб в статических условиях происходит рост глинистой корки, и угол контакта между коркой и УБТ возрастает (см. рис. 9.2,5).

Предположение, что прихват из-за перепада давления всегда происходит в тяжелом низе бурильной колонны, не подтверждается промысловым опытом. Из 56 случаев прихвата с последующими ловильиыми работами, установлено, что в 31 случае были прихвачены бурильные трубы, а в остальных — либо только УБТ, либо УБТ и бурильные трубы. Эти результаты свидетельствуют о том, что прихват может произойти в любой точке бурильной колонны, где она прилегает к проницаемому пласту с глинистой коркой на нем. Вероятность, того, Что прихват произойдет в тяжелом низе, возрастает из-за рас-пределения веса бурильной колонны, вследствие чего УБТ всегда прилегает к нижней стороне ствола скважины. Однако в нижней части скважины глинистая корка значительно тоньше благодаря эрозии, вызываемой высокими скоростями сдвига, преобладающими в узком кольцевом пространстве вокруг УБТ, и это уменьшает вероятность прихвата здесь.

Явление уплотнения глинистой корки  и его влияние на коэффициент трения, были экспериментально подтверждены, измерением трения между плоской стальной пластиной и глинистой коркой на специальном стенде (рис. 9.3). Было выявлено, что коэффициент трения со временем возрастает до максимума (рис. 9.4), после чего остается постоянным. Кроме того, было замечено, что в момент достижения максимума этого коэффициента поступление фильтрата из глинистой корки прекращалось.

Основными факторами, определяющими вклад адгезии в силы трения, являются пластичность глинистой корки и свойства любых ПАВ, присутствующих в буровом растворе. Когда на извлеченной из скважины трубе обнаруживают куски глинистой корки, есть все основания считать адгезию существенным фактором в возникновении прихвата колонны.

Особенно высока вероятность прихвата из-за перепада давления при бурении скважин с большим углом отклонения ствола от вертикали с морских платформ. В этих условиях нормальная по отношению к стенке ствола скважины составляющая веса утяжеленных бурильных труб и эрозия под тяжелым низом могут стать настолько значительными, что наружная глинистая корка вообще образовываться не будет (см. рис. 9.2,В). В таком случае УБТ опирается на горную породу и глинистая корка в желобе между УБТ и породой не уплотнится после прекращения вращения. Силы трения, действующие на УБТ, будут возникать частично за счет трения между УБТ и горной породой, а частично в результате проявления эффективных напряжений в зоне между глинистой коркой в желобе и УБТ.

 

Предотвращение прихвата из-за перепада давления

 

Одним из путей предотвращения прихвата из-за перепада давления является уменьшение до минимума контактной поверхности за счет правильного выбора конструкции бурильной колонны. Для этой цели используются некруглые утяжеленные бурильные трубы, УБТ с продольной или спиральной канавкой и стабилизаторы бурильной колонны. Длинная секция УБТ и тяжелый низ из труб повышенного диаметра увеличивают контактную поверхность, следовательно, вероятность прихвата колонны возрастает. Эта опасность в какой-то мере может быть уменьшена путем бурения более прямолинейного ствола.

Другим   способом   предотвращения   такого   прихвата   является обеспечение подходящих свойств бурового раствора. При подъеме колонны необходимое усилие растет с увеличением дифференциального давления, поверхности контакта, толщины глинистой корки и коэффициента трения. Дифференциальное давление может быть уменьшено посредством поддержания плотности бурового раствора как можно меньшей в соответствии с безопасными условиями бурения скважины. Для уменьшения площади контакта и толщины глинистой  корки  необходимо,  чтобы  проницаемость  глинистой корки  была минимальной,  а  содержание в растворе выбуренной   породы   следует   уменьшать   путем   тщательной   очистки  в илоотделителе. Толщина  глинистой корки необязательно зависит от фильтрационных потерь, поэтому важно осуществлять ее прямое измерение, если с толщиной корки связан прихват из-за  перепада давления.  Коэффициент  трения   с   глинистой   коркой   зависит  от   состава   бурового раствора.

 

Таким образом можно сделать  следующие выводы:

 

1.  Буровые  растворы   на  углеводородной   основе  обладают значительно меньшими коэффициентами трения, чем растворы па водной основе. Они образуют тонкую фильтрационную корку и  потому считаются   лучшими   буровыми  растворами  с точки зрения   предупреждения   прихватов   из-за   перепада   давления (из 310 случаев прихвата в южной части шт. Луизиана, США только один произошел в скважине, в которой использовался буровой раствор на углеводородной основе).

 

2.  Нет   достаточно   четких   признаков   определения   класса  растворов   на    водной   основе,    образующих   фильтрациионные корки с наименьшим коэффициентом трения.

 

3.  Добавление  барита  повышает  коэффициент трения  всех буровых  растворов.

 

4.  Эмульгирование  жидких  углеводородов   в   растворах   на водной основе снижает коэффициент трения. Влияние эмульгирования  зависит от типа  углеводородной фазы  и  от ее доли в системе.