Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Осложнения при бурении пологонаклонного или горизонтального ствола скважины. Причины возникновения, способы их предупреждения. Особенности очистки стволов пологонаклонных и горизонтальных скважин от шлама».

Многие осложнения, возникающие при бурении сильно искривленных скважин, так или иначе связаны с применяемым буровым раствором. Плохая очистка ствола скважины, избыточный крутящий момент, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны, плохое качество цементирования, осложнения при спуске каротажного инструмента на стальном канате и другие проблемы могут быть следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения.

Выбор оптимального раствора для сильно искривленной скважины аналогичен выбору раствора для бурения обычной скважины. Прежде всего учитывают наличие зон, осложненных глинистыми сланцами, стоимость бурения, природоохранные требования, а также температуру на забое.

Также большое значение придается коллекторам повышенной восприимчивости, внешнему загрязнению, вопросам снабжения и др. Кроме того, выбранный буровой раствор должен быть легко модифицируемым, чтобы избежать осложнений, характерных для сильно искривленных скважин.

Ввиду большого количества переменных этот процесс целесообразно проводить с использованием метода экспресс-анализа. При бурении сильно искривленных скважин часто выбирают растворы, обладающие высокой ингибирующей и смазывающей способностью. Их применение ограничено или даже запрещено в экологически чувствительных регионах.

В некоторых случаях эффективность применения буровых растворов на углеводородной основе (РУО) может быть ниже, чем растворов на водной основе с добавлением полимеров, если их специально не обработать.

Основным свойством бурового раствора является его плотность. Плотность раствора должна постоянно поддерживаться в определенном узком диапазоне, чтобы обеспечить сохранение устойчивости стенок скважин. Этот показатель должен быть достаточно высоким, чтобы сдерживать пластовые давления и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время достаточно низким для исключения возможности гидроразрыва пород.

При прочих равных условиях с увеличением угла наклона ствола диапазон плотности применяемого бурового раствора сужается. С увеличением глубины и угла наклона скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва пласта, как правило, уменьшаются с ростом угла наклона ствола.

На качество очистки ствола скважины от шлама большое влияние оказывают вязкость, прочность геля, режим промывки, скорость движения раствора по затрубному пространству и его плотность.

Как правило, с увеличением плотности раствора и скорости его потока в затрубном пространстве повышается качество очистки скважины во всех типах скважин. Однако в сильно искривленных скважинах вязкость, прочность геля и режим промывки имеют особое значение.

Одна из причин заключается в существовании трех, отличающихся друг от друга по степени очистки, групп интервалов в стволе в зависимости от угла его наклона:
1) от 0 до 45°;
2) от 45 до 55°;
3) от 55 до 90°.

Другая причина состоит в том, что сильно искривленные скважины состоят из ряда интервалов различной направленности от горизонтальных до вертикальных. В первой и третьей группах интервалов осложнения носят менее серьезный характер.

Способность шлама к накоплению в стволе и оползанию в условном интервале с углом наклона от 45 до 55° значительно обостряет серьезность осложнения. Низкая вязкость раствора, высокая скорость циркуляции и турбулентный режим обеспечивают оптимальную очистку интервалов третьей группы (горизонтальные).

В вертикальных скважинах и скважинах с небольшим углом наклона ствола характер движения раствора в затрубном пространстве, как правило, ламинарный, и для изменения степени очистки ствола обычно изменяют предельное напряжение сдвига.

Экстраполированное значение предельного напряжения сдвига является показателем вязкости бурового раствора при низкой скорости сдвига бурового раствора. При бурении интервалов второй группы необходимо проводить более тщательные измерения при низких значениях скорости сдвига. Лучше всего использовать показатели многоскоростного вискозиметра, когда он работает в режиме при частоте вращения 3 об/мин.

Если применяется обычный промысловый двухскоростной вискозиметр, то значения прочности геля, снятые непосредственно после сдвига бурового раствора при максимальной частоте вращения вискозиметра, представляются приемлемой альтернативой. Обычно эти значения называются «нулевым гелем».

У жидкостей, характер движения которых подчиняется степенному закону, «нулевой гель» равен нулю; у пластических буровых растворов он приближается к значениям предельного напряжения сдвига.

Результаты, полученные на основании исследований на замкнутой циркуляционной системе, показали, что при больших углах наклона скопления шлама легко образуются и трудно удаляются. По сравнению с практикой бурения обычных скважин бурение интервалов скважин второй группы (с углом наклона от 45 до 55°) начинать предпочтительнее с использованием растворов с повышенной вязкостью и прочностью геля, так как это уменьшает скопление шлама в скважине.

Если осложнения все же возникнут, то иногда целесообразно понизить вязкость и увеличить расход раствора.

Создание турбулентного режима наряду с механическими воздействиями на скопившийся шлам может быть единственным способом ликвидации осложнения.

Требования регулирования водоотдачи определяются проницаемостью пород, величиной дифференциального давления, а также минералогическим составом разбуриваемых пород. Оптимальное регулирование водоотдачи необходимо для предупреждения прихватов, повышения устойчивости стенок скважины и уменьшения кольматации пород в приствольной зоне.

Возникновение этих осложнений особенно опасно в сильно искривленных скважинах. Возникновение прихватов колонны бурильных труб в результате воздействия дифференциального давления осложняется чрезмерными гидродинамическими давлениями, большой площадью контакта стенки бурильной колонны с фильтрационной коркой, а также образованием толстой глинистой корки.

Вероятность возникновения прихватов очень высока по следующим причинам:
1. колонна бурильных труб под действием силы тяжести прилегает к нижней стенке скважины;
2. для обеспечения устойчивости стенок скважины необходим буровой раствор повышенной плотности;
3. продуктивный пласт может оказаться истощенным.

Величины водоотдачи при высоких давлении и температуре, а также динамической водоотдачи должны тщательно регулироваться и поддерживаться на более низком уровне, чем при бурении вертикальных и обычных, наклонно направленных скважин.

Аналогично фильтрационная корка должна быть тонкой, твердой и упругой. Наличие фильтрационной корки хорошего качества может способствовать увеличению градиента гидроразрыва в проницаемых зонах.

Ввиду того, что цель бурения большинства скважин с большим углом искривления заключается в увеличении темпа добычи нефти, регулирование водоотдачи для уменьшения степени нарушения эксплуатационных качеств пласта приобретает чрезвычайное значение, особенно при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Нарушение эксплуатационных качеств пласта может быть следствием химического и физического воздействия.

Проницаемость пород резко понижается при поглощении больших объемов несовместимого с химическим составом пласта флюида.

Набухание некоторых минералов, зависящее от минералогического состава коллектора, может произойти в том случае, если заряды на поверхности глин не являются химически активными. Такое набухание уменьшает проницаемость продуктивного пласта.

Так как коллекторы весьма существенно отличаются друг от друга, после исследования проницаемости керна следует выбрать буровой раствор, оказывающий наименьшее отрицательное воздействие на пласт. Масштабность проведенных исследований показали, что буровые растворы на водной основе часто являются приемлемой альтернативой.

Рекомендованы следующие добавки к буровым растворам на водной основе:
1. обеспечивающие качество фильтрационной корки;
2. регулирующие вязкость и водоотдачу;
3. обеспечивающие вынос шлама и предупреждающие осаждение твердой фазы;
4. предупреждающие разбухание глин (в результате воздействия ионов калия);
5. понижающие водоотдачу раствора;
6. обеспечивающие смазывающие свойства и способствующие образованию качественной глинистой корки.

Применяемые буровые растворы для обычного горизонтального бурения должны содержать закупоривающие добавки, что препятствует поглощению. Регулирование водоотдачи осуществляется введением специальных добавок для каждого конкретного случая. Содержание глины в растворе часто поддерживается на минимальном уровне.

Плотность бурового раствора не должна превышать необходимой для предупреждения проявлений и выбросов. Для бурение горизонтальных скважин нашли применение растворы с добавлением крупнозернистой соли.

Если при заканчивании скважин используют хвостовик с щелевидными отверстиями без проведения перфорации и интенсификации притока, то необходим раствор, совместимый с разбуриваемыми породами.

Выбор обычно падает на раствор с добавлением крупнозернистой соли после исследования его смазывающей способности и способности регулировать водоотдачу, реологических свойств и обеспечения обратной проницаемости по нефти.

Результаты, полученные в начале испытания, показали, что производительность скважины возрастает при небольших значениях депрессии.

Крупнозернистую соль следует добавлять в буровой раствор в процессе бурения скважин. Взятая из мешков соль оседает на нижней стенке скважины, что затрудняет проведение каротажа и спуск хвостовика.

Подъем бурильной колонны на участках резкого искривления ствола следует проводить с особой осторожностью перед закачиванием порции крупнозернистой соли. Полимеры, входящие в состав бурового раствора, содержащего крупнозернистую соль, чувствительны к загрязнению цементом.

Путем тщательного регулирования уровня рН с помощью органического кислотного буферного раствора удается разбуривать небольшие цементные пробки без нарушения качества входящих в раствор полимеров. Способность бурового раствора удерживать во взвешенном состоянии буровой шлам в статических условиях также имеет большое значение.

Тиксотропные свойства буровых растворов приобретают еще большее значение при бурении наклонно направленных скважин, так как конфигурация ствола способствует осаждению частиц бурового шлама на нижней стенке скважины в том случае, если удерживающая способность бурового раствора не обеспечивает немедленного суспендирования частиц шлама. Осаждение шлама является признаком некачественной очистки ствола.

Многие полимерные буровые растворы на водной основе с повышенными значениями напряжения сдвига при низких скоростях сдвига обеспечивают достаточно эффективный вынос шлама из затрубного пространства скважин большого диаметра.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Основные способы предотвращения газонефтепроявлений в период схватывания и твердения тампонажного раствора в скважине».

Предотвратить газопроявления и перетоки в период собственно цементирования можно, если соблюдать правильное соотношение между плотностями и объемами жидкостей, закачиваемых в заколонное пространство, а при обратном цементировании — также регулировать противодавление на устье обсадной колонны так, чтобы давление на стенки скважины всегда было выше пластового.

В период же схватывания и твердения тампонажного раствора снижение перового давления в нем неизбежно при любом составе раствора. Против проницаемых пластов оно снижается до пластового в течение нескольних часов, если на стенках скважины имеется фильтрационная глинистая корка, и еще быстрее при отсутствии корки.

Так, при цементировании неглубоких скважин в Татарии и в Краснодарском крае поровое давление снижалось практически до пластового в течение 5—10 ч. При большом удалении от проницаемых пластов поровое давление при твердении снижается еще более значительно.

Свести к минимуму опасность возникновения перетоков и газопроявлений можно путем установки пакеров на обсадной колонне, обеспечения максимально возможной полноты замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, использования расширяющихся цементных растворов с наибольшей тампонирующей способностью, сокращения разрыва во времени между окончанием цементирования и началом схватывания раствора, создания многочисленных локальных зон седиментационного уплотнения тампонажного раствора, поддержания избыточного давления в заколонном пространстве у устья в период загустевания и схватывания раствора, а также использования ступенчатого цементирования с разрывом во времени.

В первый период покоя твердая фаза тампонажного раствора постепенно осаждается вниз. Если на колонне разместить некоторое число лепестковых резиновых манжет зонтичного типа, твердая фаза будет накапливаться над ними.

В результате над каждой манжетой образуется небольшой высоты уплотненный слой раствора с существенно меньшей проницаемостью и с более коротким сроком начала загустевания. Такие слои препятствуют образованию сквозных седиментационных каналов.

Манжеты рекомендуется размещать над каждой муфтой на участках выше кровли проницаемых пород с повышенным коэффициентом аномальности или значительным относительным перепадом давлений, особенно в тех случаях, когда не удаляется глинистая корка.

Если в интервале, подлежащем цементированию, имеется лишь один проницаемый горизонт, предотвратить возникновение газопроявлений из него можно, если в заколонном пространстве у устья в период схватывания тампонажного раствора поддерживать избыточное давление.

Величину необходимого давления можно рассчитать по формуле p_у.к ≈ p_пл — p_ст — p_ж,
где p_ст — статическое давление столба промывочной и буферной жидкостей;
p_ж — давление столба дисперсионной среды тампонажного раствора на рассматриваемый горизонт.

Таким же способом можно предотвратить перетоки через заколонное пространство, связанные с суффозией тампонажного раствора, если относительные перепады пластовых давлений между проницаемыми горизонтами в интервале цементирования невелики.

Если относительные перепады значительны, перетоки могут возникнуть, как правило, между нижними горизонтами, так как в результате обезвоживания тампонажного раствора под влиянием избыточного давления против одного из верхних проницаемых горизонтов образуется цементный мост.

После образования моста устьевое избыточное давление практически не передается на более глубоко расположенные участки заколонного пространства.

При ступенчатом цементировании с разрывом во времени давление на стенки скважины можно регулировать путем соответствующего выбора глубины установки цементировочной муфты, плотности жидкости для промывки скважины после цементирования нижнего интервала, скорости промывки и величины избыточного давления в заколонном пространстве у устья.

Для этого необходимо соблюдать следующие условия:

а) во избежание поглощения тампонажного раствора при цементировании нижнего участка
p_ст + p_ц.р + p_г.д < p_п;

б) во избежание поглощения того же раствора в начальный период промывки скважины через цементировочную муфту
p_ст + p_ц.р + p_г.д + p_у.к < p_п,
где p_ц.р — давление столба тампонажного раствора на слабый пласт;
p_у.к — избыточное давление у устья в заколонном пространстве при промывке через муфту;
p_п — давление поглощения слабого пласта, расположенного ниже цементировочной муфты;

в) для предотвращения газонефтепроявлений в период загустевания и схватывания тампонажного раствора в нижнем интервале
p_ст + p_ж + p_г.д + p_у.к > p_пл,
где p_пл — пластовое давление в газовом (нефтяном) пласте, залегающем ниже муфты.

В зоне контакта тампонажного раствора с буферной жидкостью образуется смесь, обладающая обычно низкой изоляционной способностью. Высота столба такой смеси, по-видимому, не превышает в большинстве случаев 100—150 м. Поэтому цементировочную муфту целесообразно устанавливать в колонне на 200—300 м выше кровли горизонта с повышенным коэффициентом аномальности.

Один из наиболее эффективных способов предотвращения осложнений при цементировании и в последующий период — применение разделительных пакеров на обсадной колонне.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Факторы, влияющие на износ промежуточных обсадных колонн и кондукторов».

При углублении скважин после спуска кондукторов и промежуточных колонн часто наблюдаются случаи протирания обсадных колонн. Это происходит при бурении наклонных и вертикальных скважин.

Наблюдения показывают, что чем больше выход бурильной колонны из-под башмака предыдущей обсадной колонны и чем больше кривизна скважины, тем больше вероятность протирания обсадной колонны.

В остальных случаях можно не заметить этого, особенно когда за колонной в месте протирания имеется цементный камень. Тогда колонна, связанная в местах протирания цементным камнем, не деформируется.

Протирание таких колонн обнаруживается только при проведении геофизических работ в скважине, и притом в большинстве случаев перед спуском последующей колонны.

Отсутствие деформации объясняется тем, что при бурении обсадная колонна заполнена буровым раствором и давление на стенки труб с внешней и внутренней сторон почти одинаково, в результате чего труба сохраняет первоначальную форму.

Там, где между трубой и стенками скважины цементного камня нет, протирание колонн ведет к разрушению резьбового соединения труб, их смятию, и создаются препятствия свободному прохождению бурильной колонны.

При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колонной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций привел к тому, что практически невозможно избежать износа труб. Так, по данным М.Л. Кисельмана, в объединении «Грознефть» в скважинах глубиной до 4000 м в обсадных колоннах трубы совершают 500-550 тыс.м возвратно-поступательных движений и 1500 тыс.м вращений.

Такой большой объем работ в обсадных колоннах ведет к износу труб и протиранию их при самых благоприятных условиях проходки скважин.

Бурильная колонна вырабатывает при спускоподъемных операциях в стенках обсадной колонны односторонний желоб с поперечным сечением в виде круга диаметром, равным диаметру бурильных замков эксплуатирующейся бурильной колонны.

Трубы, имеющие указанные дефекты, уже сами являются источником аварии, так как при повышении давления в колонне они рвутся вдоль желоба.

Желоба и прорезы в обсадных колоннах усиленно вырабатываются движением долот всех типов, особенно колонковыми долотами режущего и режуще-истирающего типа, а также долотами фрезерного типа.

Повреждение колонны резко растет с увеличением силы прижатия долота к одной стороне колонны вследствие
искривления ствола скважины и других причин, нарушающих центричность колонны по отношению к стволу скважины.

Неровности внутренней части труб (коррозионные впадины, уступы и т.д.) способствуют также увеличению числа прорезов и надрезов. Отмеченные неровности, а также торцы труб являются упорами для режущей части долот, поэтому от них берут начало прорезы.

Приустьевые трубы обсадных колонн подвергаются значительному износу. Первая труба часто имеет односторонний износ, нередко до полного истирания толщины на 0,5-0,8 длины трубы. Таких значений износ достигает в результате постоянного контакта ведущей трубы с первой трубой обсадной колонны.

При этом на значение износа влияют: кривизна скважины, эксцентричное расположение труб, а также конструкция скважин, виды и типы спускаемого бурильного инструмента и установленного бурового оборудования.

Протирание обсадных колонн в значительной степени зависит от использования на бурильных трубах предохранительных резиновых колец. При их отсутствии степень износа увеличивается.

Установлено, что обсадные трубы протираются главным образом при работе в колоннах без предохранительных резиновых колец на бурильных трубах при роторном и турбинном бурении, а протирания часто возникают в местах искривления.

Основная причина проседания обсадных колонн — недостаточное крепление их на устье, особенно если колонна не посажена на клинья.

Часты нарушения обсадных колонн в процессе разбуривания цементного стакана и элементов низа обсадной колонны, продавочных пробок, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»