что относится к признакам возникновения дифференциального прихвата

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

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 давления 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:

давление раствора (psi)

давление в формации (psi)

площадь контакта (кв. дюйм)

фактор трения (безразмерная величина)

Дифференциальный прихват Образование перемычки в течение времени

Предположим, мы имеем контакт буровой трубы по всей окружности с песком, толщина которого равна 10 футов на длине 3 дюйма. Это дает площадь контакта в 360 кв. дюймов.

Опыт показывает, что величина фактора трения находится в пределах от 0.15 до 0.50. Для этого примера мы возьмем 0.15. Затяжка = 2184 psi х 360 in 2 x 0.15 => 117,936.00 Ibs => 118Klbs

Дополнительная затяжка в 118 Кфнт легко может быть интерпретирована как увеличение фрикционных сил в стволе скважины и означает разницу между нормальным состоянием и зажатием колонны вследствие возросших фрикционных сил.

* В действительности, для того, чтобы быть точными, нам следовало бы использовать проекцию площади контакта на горизонтальную плоскость. Однако, это труднее для визуализации и здесь, для простоты, мы этого не делаем.

3. Толщина фильтрационной корки: Чем толще фильтрационная корка, тем больше площадь контакта с бурильными трубами и сильнее результирующая сила дифференциального прихвата. Ниже приводится иллюстрация к образованию фильтрационной корки.

Рис. 7.12 Образование фильтрационной корки

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

б) 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.

с) 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.

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.

a) 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.

c) 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. 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.

Рис. 7.13 Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки.

Эрозия от бурильной трубы Эрозия от вайпера Калибровка ствола

Рис. 7.13-15 Эрозия фильтрационной корки.

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 проницаемой 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.

Идентификация прихвата:

• Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

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

• КНБК проходит толстый слой проницаемой формации.

• Избыток давления в районе КНБК.

• Силы прихвата становятся больше со временем

Дата добавления: 2017-01-08 ; просмотров: 5249 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Дифференциальный прихват

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

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 площадь контакта х фактор трения,

где
затяжка (фнт)
давление раствора (psi)

(Давление столба раствора – давление в формации) = 0.52 х 7000 х 6 = 2184 psi.

Предположим, мы имеем контакт буровой трубы по всей окружности с песком, толщина которого равна 10 футов на длине 3 дюйма. Это дает площадь контакта в 360 кв. дюймов.

Опыт показывает, что величина фактора трения находится в пределах от 0.15 до 0.50. Для этого примеpа мы возьмем 0.15. Затяжка = 2184 psi x 360 in2 x 0.15 => 117,936.00 lbs = > 118 Klbs

Дополнительная затяжка в 118 Кфнт. легко может быть интерпретирована как увеличение фрикционных сил в стволе скважины и означает разницу между нормальным состоянием и зажатием колонны вследствие возросших фрикционных сил.

Образование фильтрационной корки

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.

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.

Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

при высокой концентрации мелких осколков породы фильтрационная корка получается толстойтвердая фаза раствора

осколки породыНИЗКАЯ

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

при малой концентрации осколков породы, фильтрационная корка получается тонкой и это уменьшает вероятность дифференциального прихвата

Эрозия фильтрационной корки

При бурении, одна сторона бурильной колонны давит на одну сторону ствола. вращение трубы приводит к истиранию части фильтрационной корки.Эрозия от вайпера

При спускоподъемных операциях вайпера, стабилизаторы и долото разрушают большую часть фильтрационной корки проходя через нее.Калибровка ствола

Калибровка ствола – наилучший метод удаления фильтрационной корки, но, требует очень много времени

· 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.

· 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

а) Идентификация любой проникаемой формации, способной привести к возникновению дифференциального прихвата.

b) Оценка давления проникаемой формации с использованием данных с близко расположенных скважин, доступных RFT, DST или текущих значений параметров со своей скважины.

с) При высокой вероятности возникновения дифференциального прихвата, подумайте об изменении компоновки колонны или об изменении плана обсадки.

d) Запланируйте заблаговременное использование смазывающих веществ. Такого рода жидкость должна быть в месте возникновения дифференциального прихвата. Исследования показывают, что смазывающие жидкости должны быть на месте возникновения прихвата в течение 4 часов, иначе вероятность освободить колонну становится менее 10%.

е) Необходимо иметь на буровой оборудование высококачественной очистка бурового раствора для контролирования концентрации твердых частиц.

f) Применяйте наименьшие наружные диаметры бурильных труб для того, чтобы свести к минимуму площадь контакта с фильтрационной коркой.

НО : Уменьшая наружный диаметр бурильных труб, необходимо помнить о затрубных скоростях и очистке забоя.

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.

Источник

Факторы и причины прихватов бурового инструмента

Прихватом бурового инструмента в скважине называют потерю им (или каким-либо прибором) подвижности, восстановить ко­торую не удается без применения специальных мер. Прихват бу­рового инструмента встречается довольно часто и относится к числу наиболее тяжелых видов осложнений.

Удельные затраты времени на ликвидацию прихватов рассчи­таны по формуле

где т_пр — удельные затраты времени на ликвидацию прихватов, ст-ч/1000 м; т — общие затраты времени на ликвидацию прихва­тов, ст-ч; L — объем проходки, тыс. м.

В связи с ростом глубин разведочных скважин до 3000 м и использованием растворов, содержащих твердую фазу, возмож­ность развития прихватов возрастает. К сожалению, в практике бурения скважин на твердые полезные ископаемые изучению причин развития методов профилактики и ликвидации прихватов уделяется еше мало внимания. В отличие от этого большие работы по исследованию прихватообразования в последние годы были проведены в организациях, связанных с бурением нефтяных сква­жин

Естествественно, что простой перенос уже известных сведений по прихватам из области бурения эксплуатационных скважин на нефть и газ в практику разведочного бурения не всегда возможен. Однако общие тенденции формирования прихватов, методы их профилактики и ликвидации, безусловно, должны быть учтены.

При бурении на нефть и газ существует несколько классифика­ций прихватов- Так, А. К. Самотой делит их на три группы: вызванные перепадом давления, заклиниванием бурового инстру­мента, сужением ствола скважины.

Л. М. Дюков и И. И. Ханмурзин рассматривают прихваты по степени тяжести, оцениваемой затратами времени и материалов на их ликвидацию. В соответствии с этим все прихваты были ими расположены в следующем порядке: прихваты без потери цирку­ляции; прихваты с потерей циркуляции; прихваты, которые сопро­вождаются авариями (падение предметов в скважину, разруше­ние бурового инструмента и др.).

Сложность выявления генезиса прихватов связана с тем, что различные их проявления во многом аналогичны. Так, прихваты без потерь циркуляции могут быть вызваны: репрессией на пласт (дифференциальный прихват), желобообразованием, заклинива­нием бурового инструмента отдельными кусками породы, упавшим предметом, частью колонны разорванных бурильных труб при ликвидационных работах и т. д. Прихваты с потерей цирку­ляции— шламонакоплением, сужением ствола скважины, обвалом пород, прижогом алмазной коронки и др.

Существует основной косвенный признак, характерный для всех видов прихватов, — это рост тяговых усилий для подъема буро­вого инструмента и крутящего момента при холостом вращении колонны бурильных труб.

Для распознавания вида прихвата необходимо иметь четкое представление о факторах и причинах, которые могут определять и усиливать специфику процесса прихватообразования в каждом конкретном случае. :

Применительно к условиям бурения скважин на твердые по­лезные ископаемые можно назвать следующие виды прихватов: из-за нарушения целостности ствола скважины (сужения, каверно-, желобообразование); из-за загрязнения раствора и ствола сква­жины (твердой фазой, карбонатами, цементом, солями, пласто­выми водами и т. д.). Особые виды прихватов вызваны репрессией на пласт, самозаклиниванием керна в колонковой трубе, прижо­гом алмазного породоразрушающего инструмента.

Наиболее распространен прихват обсадных труб, вызванный их длительным контактом с породами (с момента их установки в скважину до извлечения при закрытии и ликвидации послед­ней). Это является причиной значительного перерасхода обсадных труб.

Для каждого из перечисленных видов прихватов характерны основные факторы. Так, для дифференциального прихвата — пере­пад давления в скважине, остановка движения бурового инстру­мента и наличие на стенках скважины фильтрационной корки. Для прижога алмазного инструмента — нарушение его температурного режима в процессе углубки скважины. Для таких видов прихватов, как нарушение целостности ствола скважины, загряз­нения и др., основные факторы прихватов анализируются в соот­ветствующих разделах книги.

Причины, усиливающие прихват бурового инструмента, целесо­образно разделить на три группы: геологические, технологические и организационные. Как и при других видах осложнений, геологи­ческие причины неустранимы, остальные — устранимы.

Геологические причины: наличие в геологическом разрезе не­устойчивых водо- и теплочувствительных пород; глин, глиносодер-жащих пород, отложений солей; многолетнемерзлых пород, цемен­тирующим материалом которых служит лед; несцементированных осадочных и разрушенных скальных, а также проницаемых пород; толщ мягких отложений с включениями более твердых пропластков; состав и степень минерализации пластовых вод, аномалия температуры в зоне прихвата.

Организационные причины: слабая профессиональная под­готовка членов буровой бригады, различного рода простои, в том числе из-за падения случайных предметов в скважину.

Прихваты не только снижают производительность бурения, но и могут служить причиной потери всей скважины или ее части, поскольку часто прихват бурового инструмента завершается обры­вом колонны бурильных труб. Это происходит в том случае, если бурильщик, не распознав вид осложнения, пытается извлечь из скважины прихваченную колонну труб, прикладывая при этом, без учета прочности последней, максимальные тяговые усилия. Прихваты обусловливают значительные потери обсадных труб, оставляемых в скважине из-за невозможности их извлечения.

Источник