что относится к признакам возникновения прихвата по причине плохой очистки

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Под прихватом следует понимать непредвиденный при соору­жении скважин процесс, характеризующийся потерей подвиж­ности колонны труб или скважинных приборов при приложении к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса проч­ности труб и применяемого оборудования. В процессе проводки скважины могут возникать различные прихваты, наиболее рас* пространенные из них:

1) у стенки скважины под действием перепада давления;

2) вследствие заклинивания низа колонн при их движении в скважине;

3) вследствие желобообразования;

4) вследствие сальникообразования;

5) вследствие нарушения устойчивого состояния пород;

6) вследствие заклинивания колонн посторонними предме* тами;

7) вследствие заклинивания породоразрушающего инстру­мента;

8) вследствие нарушения режима промывки;

9) испытателей пластов при опробовании скважин в процес­се бурения.

Прихваты у стенки скважины под действием перепада дав­ления обычно происходят при наличии в стволе скважины про­ницаемых отложений (песчаников, известняков и т. п.), исполь­зовании в качестве промывочного агента глинистого раствора, действии перепада давления (между гидростатическим и пла­стовым), наличии прижимающей силы, обусловленной нормаль­ной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницае­мых отложений. Как правило, этот вид прихватов возникает в результате оставления колонны труб в неподвижном состоянии на определенное время, в течение которого поверхность труб соприкасается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняю­щейся и принимающей на себя действие перепада давления. При возникновении этого вида прихватов циркуляция бурового раствора сохраняется.

Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб при­урочены к зонам сужения стволов скважин, вызванным сработ-

кой долот по диаметру в твердых породах, к интервалам резко­го изменения оси ствола скважины, а также к интервалам ин­тенсивного нарастания фильтрационных корок, осыпеобразова — ний и др. В большинстве случаев такие прихваты возникают при спуске инструмента и характеризуются его полной разгруз­кой. Иногда заклинивание низа колонн труб происходит вслед­ствие увеличения их жесткости.

Прихват в результате желобообразования характеризуется появлением мгновенных затяжек большой величины при подъе­ме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнитель­ными натяжками приводят к еще большему затягиванию его в желобную выработку. Обычно циркуляция после возникновения такого вида прихватов вызывается легко, но не способствует освобождению колонны.

Прихваты вследствие сальникообразования возникают, в ос­новном, при разбуривании глинистых отложений или хорошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтра­ционная корка. В этих условиях образованию сальников спо­собствуют: загрязненность ствола скважины выбуренной поро­дой при неудовлетворительной его промывке; плохая очистка промывочной жидкости от выбуренной породы и шлама; слипа­ние частиц породы и фильтрационных корок; спуск инструмен­та до забоя без промежуточных промывок и проработок ствола или недостаточное и некачественное их проведение; длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя; наличие ступенчатого ствола, уширений, ка­верн, желобов и т. п.; негерметичность бурильной колонны; за­грязнение приемных емкостей насосов. Циркуляция в этом слу­чае теряется частично или полностью.

Прихваты в результате нарушения устойчивого состояния по­род возникают в интервалах обвалообразования и осыпей, а также пластического течения пород, слагающих стенки скважин. Обвалы пород приурочены к отложениям глинистого комплекса и характеризуются внезапностью, особенно при бурении пере­мятых, сильнотрещиноватых и склонных к набуханию пород, а также тектонически нарушенных. В процессе бурения обвалы сопровождаются резким повышением давления при промывке, приводящим иногда к гидроразрывам пластов и поглощениям,, интенсивным затяжкам, недохождениям долота до забоя. В не­которых случаях процесс обвалообразования является следст­вием поглощения промывочной жидкости со снижением уров­ня и противодавления в затрубном пространстве.

Основные причины обвалообразований и осыпей связаны е циклическими колебаниями гидродинамического давления в процессе проводки скважины, значительными величинами гори­зонтальной составляющей горного давления, несоответствием качества промывочной жидкости годно-геологическим условиям бурения скважин, длительным оставлением пробуренных интер-

валов без крепления обсадными колоннами. Проявления пласти­ческих течений пород (в основном соленосных отложений) обусловлены недостаточными противодавлениями, несоответст­вием типа промывочной жидкости составу пород, а также влия­нием процессов тепломассопереноса.

При заклинивании колонн посторонними предметами (упав­шими с устья скважины или находившимися в стволе и не про­являвшими себя ранее) прихваты, как правило, возникают мгно­венно, ликвидировать их расхаживанием и установкой ванн обычно не удается.

Породоразрушающий инструмент заклинивается чаще всего при, пуске, а также вращении на забое. Циркуляция при этом не теряется. Очень сложно ликвидировать прихваты, вы­званные заклиниванием колонковых долот и снарядов малого диаметра.

Особую категорию составляют прихваты испытателей пла­стов при опробовании скважин в процессе бурения. Причины — прихват бурильных труб выше пакера в результате действия пе­репада давления, выпадение частиц породы, образовавшееся при разрушении подпакерной зоны и приводящее к «заклини­ванию» фильтра в случае интенсивного притока жидкости, вы­падение утяжелителя в зонах контакта глинистого раствора с пластовым флюидом, релаксация резиновых элементов па­керов.

‘ Приведенное распределение прихватов по видам основано на наиболее вероятных признаках или их совокупности при воз­никновении прихватов. В природе одни и те же факторы и про­цессы могут вызывать различные виды прихватов. Так, при остановке колонн труб (например, при заклинивании в сужен­ных частях ствола или желобных выработках) начинается про­цесс прихвата вследствие действия перепада давления, а при прекращении циркуляции — осаждение частиц шлама, утяжели­теля и т. п.

Процессы, происходящие в скважине при прихвате инстру­мента, взаимосвязаны и осложняют явление, дополняя друг друга.

Источник

Статья: Причины возникновения прихватов

Основные причины прихватов бурильной колонны в скважине следующие.

1. Длительное нахождение бурильной колонны в неподвижном положении в скважине, заполненной глинистым раствором (не соответствующим условиям бурения), что бывает вызвано обрывом редукторных цепей, плохим состоянием аккумуляторов для запуска дизелей, ремонтом нагнетательной линии и главным образом — сменой прокладок в местах соединения ее секций, ремонтом насосов и т. д. Чтобы предупредить возникновение таких аварий, необходимо сообщать бурильной колонне периодическое движение в осевом направлении (вверх и вниз). Вращение бурильной колонны без подъема ее на некоторую высоту и спуска не исключает возникновения прихвата.

2. Низкое качество глинистого раствора, которое способствует отложению толстой глинистой корки на стенках скважины, а также наличие сальников.

3. Промывы в бурильной колонне.

4. Заклинивание долот в нерасширенных или в суженных зонах ствола и посадка колонны в шлам.

5. Обвалы пород, вызванные наличием в разрезе пород, склонных к обвалам (аргиллитов, сланцевых глин и т. д.), или техническими причинами, например длительным бурением скважины с низкой механической скоростью проходки, длительными простоями, большой водоотдачей промывочной жидкости, спуском обсадной колонны в интервале залегания неустойчивых пород и т. д.

6. Заклинивание колонны бурильных труб в желобах ствола скважины.

Различные исследователи объясняют прихваты по-разному. Так, Н. И. Шацов считал [45], что «. основной причиной прихвата инструмента является образование толстой и липкой глинистой корки на стенках скважины, когда даже при кратковременном прекращении бурения или вращения бурильной колонны происходит сильное прилипание инструментаЭ».

Ф. А. Дадишдамиров и А. А. Шамсиев [10а] в результате опытов пришли к выводу, что одними из основных причин прихвата бурильной колонны являются гидростатическое давление, и плотное прилегание какой-то части бурильной колонны к стенке скважины.

С. Ю. Жуховицкий и А. П. Войцеховский главной причиной прихвата полагают влияние перепада, существующего между давлением глинистого раствора, находящегося в стволе скважины, и пластовой жидкостью. По их данным, величина усилий, необходимых для смещения бурильной колонны, прижатой к стенкам скважины перепадом давления (вернее, составляющей этого перепада), достигает 50% и более от величины перепада и в абсолютных значениях равна десяткам кГ/см2.

В. С. Федоров и М. М. Александров считают [41], что кроме прихватов бурильных колонн под влиянием перепада давления, они могут происходить и в результате непосредственного воздействия полной величины гидростатического давления. В их работе изложен аналитический метод количественной оценки прижимающей силы в условиях скважины, когда решающую роль играет полная величина гидростатического давления и когда действует перепад давления (рскв>рпл) В работе этих исследователей приведено также сравнение прижимающих сил от действия перепада давления, от полной величины гидростатического давления и от веса бурильной колонны. В результате сравнения авторы сделали следующие выводы:

1) прижимающие силы от веса бурильной колонны и от полной величины гидростатического давления зависят не только от граничных условий, но и от формы участка;

2) прижимающая сила, обусловленная перепадом давлений, от формы участка не зависит;

3) прижимающая сила от веса колонны может в десятки раз превышать величину нормальной составляющей веса труб в пределах данного участка и, по всей вероятности, в отдельных случаях может прижать колонну к стенке скважины и способствовать проявлению прижимающего эффекта от гидростатического давления;

4) порядок величин прижимающих сил как при действии полной величины гидростатического давления, так и в случае, когда действует перепад давлений, таков, что попытки вырвать прихваченную колонну непосредственным приложением усилия к колонне обречены на неудачу;

5) хотя прижимающая сила от веса колонны мала по сравнению с двумя другими видами прижимающих сил, учет ее необходим не только для выделения интервалов, опасных в смысле прихвата от полного гидростатического давления, но и для оценки усилия, которое потребуется для освобождения бурильной колонны после снятия перепада давлений (т. е. после промывки скважины водой или нефтью).

Как видно из изложенного, в настоящее время нет единого мнения о причинах прихвата бурильной колонны. Над получением правильного представления о причинах прихватов работают многие исследователи. Бесспорно одно, что некачественный глинистый раствор в скважине является главной опасностью, которая при- водит к прихвату. Поэтому ведутся усиленные работы по созданию безглинистых промывочных жидкостей, отвечающих требованиям проходки скважин без прихватов. Значительные достижения химии за последние годы, очевидно, позволят создать такой раствор.

Работы перечисленных исследователей подтверждают наше мнение о том, что при прихвате нерационально расхаживать бурильную колонну более 1 ч. Тем более нецелесообразно расхаживать прихваченную бурильную колонну с нагрузками, превышавшими ее вес на 15 — 20 т. Особенно это относится к скважинам, где в разрезе встречаются каверны и диаметр скважины превышает диаметр бурильной колонны на 100 мм и более. Каверны и большая разница между диаметрами скважины и бурильной колонны создают условия для увеличения амплитуды изгиба колонны и образования резкого перегиба на одном из участков ее. Последующие резкие сжатия и растяжения бурильной колонны при рассаживании приводят к обрыву ее в этом месте.

Источник

Недостаточная очистка ствола скважины

Если осколки породы не будут удаляться достаточно эффективно, то они будут оседать вокруг колонны, обычно в области КНБК, заваливая трубы и зажимая колонну до воз­никновения прихвата. Проблема усугубляется наличием утолщенных участков ствола, где затрубные скорости уменьшены. Осколки накапливаются и оседают в скважине.

Осколки соскребаются стабилизаторами и долотом при движении КНБК в верх. Они накапливаются на поверхностях стабилизаторов и долота как видно из рисунка ниже. Затяжка будет увеличиваться до тех пор, пока количество осколков не окажется доста­точным для возникновения прихвата КНБК.

На диаграмме внизу показаны различные скорости в затрубном пространстве, необхо­димые для очистки стволов с увеличивающимся наклоном. Реальные скорости в за­трубном пространстве, необходимые для очистки, зависят от свойств бурового рас­твора и размеров частиц.

При углах наклона больше 60 град., подушка из осколков остается неподвижной при остановке насосов.

Крутящий момент и давление прокачки часто возрастают одновременно из-за недоста­точной очистки забоя. При прокачке жидкости в течение длительного времени. осколки поднимаются выше КНБК и при возобновлении бурения давление и крутящий момент нормализуются. Если каждый раз момент и давление изменяются таким образом, то это прямо указывает на недостаточную очистку скважины.

ОСКОЛКИ ПОРОДЫ ВОКРУГ КНБК УВЕЛИЧИВАЮТ ЗАТЯЖКУ.

Рисунок 7-16

КАРТИНА ПОТОКА ЧАСТИЦ В НАКЛОННЫХ СТВОЛАХ (из ВР исследований)

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.

· 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.

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.

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 явлениям, вызывающим увеличение расчетного диаметра ствола относятся :

· Чрезмерно высокие скорости потока и струи из насадок. (Размывание). Однако, они могут потребоваться для очистки скважины.

· Недостаточный вес бурового раствора (Обвалы)

· Неправильный состав раствора. (растворимые формации)

е) Не превышайте скорость проходки при которой могут быть удалены осколки.

f) Постоянно наблюдайте за виброситами и убеждайтесь в эффективности очистки су­важины

g) Убеждайтесь в том, что объем удаляемых осколков породы находится в соответст­вии со скоростью проходки. Вибрасита дают раннюю информацию о возникновении проблем с очисткой ствола.

h) При бурении наклонных скважин без вращения колонны, подушка из осколков, по- видимому, не может быть разрушена. Если есть возможность, то вращайте колонну пе­ред ее подъемом.

j) При бурении постоянно будьте готовы к промывке.

Источник

Дифференциальные прихваты

Заклинивание долота во время бурения часто происходит по причинам, не связанным с качеством промывочной жидкости, но в результате заклинивания бурильные трубы остаются без движения на длительный срок и тогда проявляются другие виды прихватов, в том числе прихват бурильных труб под действием перепада давлений.

Прихват под действием перепада давлений может произойти только в случае, когда колонна находится без движения, между колонной и проницаемыми стенками скважины находится плотная корка и гидростатическое давление превышает пластовое. В случае, если перечисленные условия имеют место, бурильные трубы прижимаются к стенке скважины силой, величину которой согласно схеме (рис. 87) можно определить по формуле

b — длина хорды, соединяющей периметр касания бурильных труб и глинистой корки; h — длина части бурильных труб, касающихся стенок скважины, сложенных проницаемыми породами; Арк — перепад давлений на границах фильтрационной корки.

Величина Apк зависит от толщины и проницаемости фильтрационной корки. Для абсолютно непроницаемой корки Арк = ргс—рпл. С увеличением проницаемости фильтрационной корки Арк снижается и в пределе (при проницаемости корки, равной со) становится равным нулю. Точное значение величины б можно определить из треугольников ОAB и О1АВ (см. рис. 87).

где u — коэффициент трения металла о глинистую корку.

Следовательно, коэффициент трения металла о глинистую корку оказывает решающее влияние на возможность освобождения прихвата под действием перепада давлений между скважиной и пластом. Предполагают, что на стенках скважины, сложенных практически непроницаемыми породами, образуется корка студнеобразной консистенции, па которую оседают твердые частицы. Эта корка (пленка), уплотнившаяся под действием давления жидкости, может иметь состояние геля, аморфного или твердого вещества. Если такая корка существует, то она может служить причиной прихвата под действием полного гидростатического давления жидкости.

Источник

Основные причины прихвата

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.

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.

Система 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

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.

с) Вес раствора должен быть достаточно низок, чтобы повышенное давление не приводило к проникновению раствора в формацию.

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.

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.

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.

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

Зависимость глубины от времени.

Пробуренным футам и проходке уделяется столько внимания, что мы часто забываем об остановке открытой скважины. На сегодняшний день прихват во время бурения забоя является чрезвычайно необычным явлением. Проходят часы, дни и недели прежде чем возникнут условия прихвата буровой колонны. Очень важным является прослеживание и запись “ истории прихвата “ ствола скважины.

Вычерчивание графика зависимости глубины от времени сможет проиллюстрировать последовательность событий, приводящих к прихвату колонны. Необходимо регистрировать временной интервал между спускоподъемными операциями резинового диска наряду с числом прохождений колонны через узкий участок ствола. Эта информация вместе с данными затяжки при спускоподъемных операциях позволяет судить о развитии процессов в стволе. Временная зависимость глубины от времени сможет помочь предсказать сколько потребуется времени для развития вспучивания участка ствола, пробуренного в глинистом сланце для зажатия колонны или как долго будет образовываться фильтрационная корка в песчанике угрожающей толщины.

График зависимости глубины от времени для нашей скважины с 20 град. наклонением представлен ниже.

Некоторые замечания к вышеприведенному графику :

2. Прихват колонны происходил три раза, и один раз случилось легкое зажатие. В первых двух случаях прихвата удалось освободить колонну расхаживанием. В третьем случае потребовались ловильные работы.

3. Прихват колонны всегда происходил в ранее пробуренном участке ствола. Прихвата не было в стволе, который ранее был очищен вайпером. Механизмом образования прихвата в вышеприведенном примере является вспучивание глинистого сланца. Наряду с мерами по поддержанию параметров раствора, следовало бы уделить больше внимания очистке ствола вайпером. Первый прихват произошел на глубине b900фт. при выполнении спускоподъемной операции вайпера. Это произошло спустя 7 часов после бурения этого участка ствола скважины как видно из графика зависимости глубина — время. Следующая прихватная ситуация возникла на глубине с606 фт. во время выполнения спускоподъемной операции вайпера. Из — за манипуляций с системой раствора, время между очисткой забоя вайпером было уменьшено на 4 часа. Третий случай прихвата случился на глубине с900 фт. спустя 18 часов после окончания работы по бурению этой секции. Снова, основное внимание было сосредоточено на параметрах раствора и 18 часов скважине позволили находиться без очистки ствола. Последний случай прихвата произошел на глубине d810 фт. спустя 9 часов после окончания бурения этого участка. Если приходится иметь дело с дифференциальными прихватами, то можно использовать мониторинг времени и для предотвращения образования фильтрационной корки бурового раствора регулярно проводить спускоподъемные операции вайпера. ниже приводится пример, показывающий как можно пользоваться графиком зависимости глубины от времени при прохождении проницаемого песчанника.

Фильтрационная корка бурового раствора нарастает в промежутках между очисткой ствола вайпером до тех пор,пока не произойдет дифференциальный прихват

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

Источник

• ← Как убедиться в целостности барабанной перепонки
• Как убрать ограничение вай фай →