БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

чек бурового раствора для выноса осевшего на стенке шлама многократно подтвердило эффективность этого технологического мероприятия. Рекомендуется иметь объём высоковязкой пачки равным 1/4 – 1/7 объёма скважины. Эффективность высоковязкой пачки может быть повышена, если следом за пачкой поток раствора будет двигаться в турбулентном режиме. Также эффективно прокачивать высоковязкие растворы с контраксной (высокой) плотностью.

Вращение и расхаживание инструмента в горизонтальных интервалах позволяет вымыть шлам, выпавший в осадок, и повысить эффективность высоковязкой пачки. Длина расхаживания должна быть не меньше расстояния между замками бурильного инструмента.

Промывки с максимально возможной подачей, вращение бурильной колонны, расхаживание, а также поддержание заданных реологических свойств бурового раствора улучшают качество очистки ствола скважины.

В качестве профилактического мероприятия следует проводить контрольные спуско-подъёмные операции через 18-24 часа непрерывного углубления ствола скважины.

3.10. Выбор системы раствора для исключения осложнений при бурении горизонтальных скважин

Проблемы, возникающие как результат неправильного выбора программы промывки скважины, могут повлечь за собой ряд осложнений, таких как обвалы стенок скважины, затяжки, прихваты.

Основными факторами, осложняющими процесс бурения глинистых пород, являются их склонность к поверхностной гидратации и набуханию, диспергирование в растворах на водной основе, осмотическое увлажнение и осушение, значительное снижение прочности при увлажнении, подверженность эрозионному воздействию потока раствора.

Причинами этих осложнений могут служить физико-химические и электрохимические процессы, которые происходят в результате того, что буровой раствор разного химического состава взаимодействует с породами и пластовыми жидкостями.

81

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Устойчивость стенок скважины

Винтервале набора кривизны горизонтальных скважин в результате разбухания сланцев и образования желобов создаются боковые нагрузки на бурильную колонну, что может привести к прихвату бурильных труб.

Возникновение каверн в данных интервалах может привести к сложностям при транспортировке шлама и, как следствие, к появлению дифференциальных прихватов.

Всравнении с аналогичной вертикальной скважиной устойчивость стенок может нарушаться по мере приближения угла наклона скважины к горизонтали.

Изменение направления пластового давления относительно ствола скважины повышает вероятность того, что может потребоваться увеличение плотности бурового раствора с целью сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных глинистыми сланцами.

Так как некоторые породы могут разрушаться при турбулентном режиме течения промывочной жидкости, проблема деформационной устойчивости стенок скважины стоит наиболее остро.

Врезультате изменения конфигурации ствола поток раствора на отдельных участках приобретает ламинарный характер. А это приводит к тому, что затрудняется транспортировка шлама из затрубного пространства и возможность возникновения прихвата увеличивается.

Проблему решают так называемым механическим способом – подбором плотности бурового раствора. Или же «химическим» способом – за счёт правильного подбора ингибирующих и фильтрационных свойств.

Ингибирующей способностью раствора называется способность замедлять или предотвращать протекание процессов поверхностной или осмотической гидратации, а также снижать диспергирование глинистой породы.

Низкая плотность раствора может привести к вытеснению глин и прихвату колонн.

Если проблемы вызваны так называемым механическим фактором, то лучшее решение – отрегулировать плотность раствора (обычно повысить). Если плотность раствора не может быть повышена, следует улучшить транспортирующую способность раствора.

Ингибирующие свойства раствора могут влиять на размер и поведение шлама. В общем случае использование ингибированных растворов позволя-

82

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ет избежать большей части проблем, связанных с разбуриванием глинистых сланцев. Очевидно, при сегодняшней тенденции к применению более сложных рецептур буровых растворов, когда в качестве стабилизирующих реагентов используются два и более высокомолекулярных полимера, повышающих их ингибирующие свойства, в совокупности с уменьшением времени нахождения ствола в необсаженном состоянии возможно существенное снижение кавернозности ствола.

Дифференциальный прихват бурильных труб

При вскрытии пластов под большими углами наклона вероятность прихватов вследствие воздействия дифференциального давления возрастает. Боковые нагрузки бурильной колонны на наклонном участке ствола выше, и вероятность прихвата растет с увеличением площади, контактирующей с пластом и глинистой коркой.

Для поддержания устойчивого состояния стенок скважины может возникнуть необходимость повышения плотности бурового раствора, что приведет к увеличению дифференциального давления. Во всех случаях понижение водоотдачи (с образованием тонкой глинистой корки) позволяет избежать прихвата бурильной колонны.

Снизить коэффициент трения фильтрационной корки и уменьшить вероятность прихвата можно путём введения смазочной добавки.

При бурении горизонтальных скважин к буровому раствору предъявляются повышенные требования – как к ингибирующим, так и к фильтрационным свойствам.

Опыт бурения скважин показал также существование серьезной проблемы передачи нагрузки на долото, поэтому и к смазочным свойствам раствора предъявляются более высокие требования.

Различные ситуации, связанные с осложнениями и авариями в процессе бурения, можно определять прямыми или косвенными методами, анализируя технологические параметры, получаемые со станции ГТИ и забойной телеметрической системы. К ним можно отнести:

1.положение талевого блока H, [м];

2.нагрузку на долото NД, [т];

3.вес на крюке WК, [т];

4.механическую скорость проходки VМЕХ, [м/час];

83

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

5.детально-механический каротаж TДМК, [мин/м];

6.давление на входе PВХ, [атм];

7.расход на входе QВХ, [л/мин];

8.расход на выходе QВЫХ, [л/мин];

9.объем бурового раствора VР-ра, [м3];

10.плотность бурового раствора ρР-ра, [г/см3];

11.обороты ротора υР, [об/мин];

12.крутящий момент на роторе MР, [Н*м].

Помимо этого, может регистрироваться и значительное количество других параметров, часть из которых регистрируется непосредственно, часть рассчитывается косвенным методом. Зачастую некоторые параметры оператор станции ГТИ вводит вручную. Создается и отдельная база данных, включающая геологическую информацию, такую как шламограммы, газосодержание в растворе и др. Однако она скорее вспомогательная, и определить по ней технологические операции невозможно. Рассмотрим несколько основных технологических операций на примере графических показаний вышеперечисленных двенадцати параметров.

На технологических диаграммах параметры «объем» и «плотность» бурового раствора в обычном случае сильно не изменяются и остаются практически постоянными на протяжении длительного времени. Однако существуют некоторые факторы, при которых эти параметры отклоняются от значений, указанных в геолого-технологическом наряде (ГТН). К ним относятся:

1.поглощение бурового раствора;

2.приток флюида в скважину;

3.изменение плотности в связи с насыщением бурового раствора частицами горной породы;

4.промыв стенок бурильной колонны;

5.изменение реологических свойств бурового раствора и т.д.

84

Спуск инструмента в скважину. Для этой операции характерно плавное пилообразное увеличение веса на крюке и пилообразная диаграмма положения талевого блока. При спуске наблюдается выдавливание инструментом раствора из скважины, о чем можно судить по характерным пикам расхода на выходе. Диаграмма спуска инструмента в скважину показана на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Диаграмма спуска инструмента в скважину

ru.guap.https://new 4736 группа СПГУАП

85

86

Промывка с расхаживанием и проработкой инструмента в скважине. Эту операцию можно определить по следующим параметрам: зиг-

загообразная диаграмма талевого блока; наличие движения бурового раствора на входе и выходе из скважины, давление в манифольде и наличие веса инструмента на крюке. Важно отметить, что расхаживание инструмента может производиться в разных интервалах глубин, что видно на диаграмме положения талевого блока. В случае простой промывки (3-5 минут) положение талевого блока не меняется в течение времени. Превышение временного интервала промывки без расхаживания может привести к прилипанию бурового инструмента. Диаграмма промывки с расхаживанием и проработкой инструмента в скважине показана на рис. 3.6.

ru.guap.https://new 4736 группа СПГУАП

Рис. 3.6. Диаграмма промывки с расхаживанием и проработкой инструмента в скважине

Бурение. При бурении талевый блок постепенно снижается к нулевой отметке, присутствует нагрузка на долото, вес на крюке, давление в манифольде, расход на входе и выходе из скважины. Также бурение характеризует детально механический каротаж (ДМК) и механическая скорость бурения. В случае роторного бурения параметр «обороты ротора» держится в соответствии с подобранным технологическим режимом бурения, а при применении забойного двигателя этот параметр находится на нулевой отметке. Параметр «момент на роторе» находится в пределах определенного коридора допуска. По сравнению с простой проработкой во время бурения вес на крюке несколько уменьшается, что объясняется разгрузкой инструмента на забой (параметр «нагрузка на долото»). Диаграмма бурения показана на рис. 3.7.

87	Рис. 3.7.	Диаграмма бурения

ru.guap.https://new 4736 группа СПГУАП

	Наращивание. Под наращиванием в данном случае понимается увеличение длины инструмента путем добавления новой бурильной трубы
	или свечи в промежутках между непосредственным бурением. Для этой операции характерно отключение давления в манифольде, нуле-
88	вые показания графиков расходов на входе и на выходе, вес на крюке должен соответствовать весу ненагруженного талевого блока (или
	нулевому значению при соответствующей тарировке датчика веса). Диаграмма талевого блока отражает следующую последовательность
	действий:

1.Подъем, отвинчивание, спуск в шурф квадрата.

2.Подъем и навинчивание трубы (или свечи) на спущенный в скважину буровой инструмент.

3.Подъем, навинчивание квадрата на инструмент.

При применении верхнего привода операции с квадратом отсутствуют. На рис. 3.8 отражена диаграмма наращивания.

Рис. 3.8. Диаграмма наращивания

ru.guap.https://new 4736 группа СПГУАП

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Как мы видим, в процессе строительства скважин далеко не редки осложнения и аварийные ситуации. Работа по их предотвращению и ликвидации с информационной точки зрения лежит на операторе ГТИ. Наличие знаний об осложнениях и аварийных ситуациях – производственная необходимость. Поэтому ниже приведена таблица 3.2, в которой указаны основные виды внештатных технологических ситуаций, их возможные причины, приводится анализ ситуаций, описываются действия, выполняемые оператором ГТИ, и рекомендации бурильщику.

Таблица 3.2

Типовые технологические ситуации, их возможные причины, действия оператора и рекомендации бурильщику

Внештатная техноло-	Возможные	Анализ ситуации и	Рекомендации
гическая	причины	действия,	бурильщику
ситуация		выполняемые
		оператором ГТИ
	1. В процессе бурения, проработки или промывки
Резкое изменение по-	Поглощение БР;	Контроль потока на	Прекратить бурение,
тока на выходе из	приток пластового	выходе и уровня БР в	поднять инструмент
скважины и уровня	флюида;	емкостях	на длину квадрата,
БР в емкостях. Воз-	другие		выключить циркуля-
можны рост скорости			цию.
проходки, изменение			Визуально проверить
крутящего момента			положение БР в сква-
на роторе и снижение			жине
давления на входе
Наблюдается перелив	НГВП	Произвести расчет	Вскрытие интервала,
из скважины		интенсивности при-	проявляющего приток
		тока и оценить вид	с забоя. Герметизиро-
		поступающего флюи-	вать устье и начать
		да, контролировать	работы согласно ин-
		работы по ликвида-	струкции по ликвида-
		ции проявления	ции проявления. По-
			сле ликвидации про-
			явления бурение про-
			должить с отбором
			керна

89

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Продолжение таблицы 3.2

Внештатная техноло-	Возможные	Анализ ситуации	Рекомендации
гическая	причины	и действия,	бурильщику
ситуация		выполняемые
		оператором ГТИ
Уровень в скважине	Поглощение БР	Рассчитать интенсив-	Вскрытие погло-
снижается при отсут-		ность поглощения с	щающего интервала.
ствии циркуляции БР		циркуляцией и без	Включить ненадолго
		нее. Определить	циркуляцию, поднять
		плотность БР, при ко-	инструмент в прихва-
		торой поглощение	тобезопасный интер-
		должно прекратиться	вал. Провести работы
			по ликвидации по-
			глощения согласно
			соответствующим
			расчетам. После лик-
			видации поглощения
			бурить с отбором
			керна
Уровень БР в скважи-	Поглощение БР	Рассчитать интенсив-	Вскрытие интервала с
не медленно снижает-		ность поглощения	поглощением в про-
ся при включенной			цессе циркуляции. В
циркуляции			зависимости от ин-
			тенсивности погло-
			щения продолжить
			бурение с отбором
			керна или ликвидиро-
			вать поглощение
Появление кратко-	Подклинка	Контроль веса на	Прекратить бурение,
временных резких		крюке, давления БР	продолжая циркуля-
увеличений крутяще-		на входе и крутящего	цию и вращение ро-
го момента на роторе		момента на роторе	тором, приподнять
и одновременно коле-			инструмент на длину
баний оборотов рото-			квадрата
ра (подклинки). Воз-
можен рост давления
БР в манифольде
Затяжка инструмента	Увеличение силы	Контроль веса на	Осторожное расхажи-
при подъеме, воз-	трения буровой ко-	крюке, крутящего	вание инструмента с
можно сохранение	лонны о ствол сква-	момента на роторе,	вращением и интен-
подклинок, рост или	жины (в том числе и	давления БР на входе.	сивной циркуляцией,
колебания давления	из-за сложной гео-	Отбор и анализ шла-	поднять инструмент
БР на входе	метрии ствола);	ма	на длину квадрата
	обвал

90