Главная » Файлы » Буровое оборудование » Буровые растворы

РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИЯМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
[ Скачать с сервера (1.41 Mb) ] 19.04.2017, 00:18

РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИЯМ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Буровые растворы Baroid
ПРИХВАТ ТРУБ
РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИЯМ
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
ПРИХВАТ ТРУБ
СОДЕРЖАНИЕ
ПРИХВАТ ТРУБ
ПРИХВАТ ТРУБ .................................................................................................. 3
ПРИЧИНЫ ПРИХВАТА ТРУБ ............................................................................... 3
Образование желобов на стенках скважины: .......................................... 3
Частицы в скважине: .............................................................................. 3
Ствол скважины с диаметром меньше номинального: ............................ 5
Прихват труб из!за перепада давления в стволе скважины ..................... 6
Сила прихвата из!за перепада давления в стволе скважины ..... 6
Предотвращение прихвата за счет перепада давления
в стволе скважины .................................................................... 7
Освобождение трубы, прихваченной за счет перепада
давления в стволе скважины ..................................................... 7
Последние лабораторные исследования прихвата за счет
перепада давления в стволе скважины: .................................... 7
ДИАГНОСТИКА НА БУРОВОЙ ............................................................................ 9
РАСТВОРЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ОТ ПРИХВАТА ........................................ 12
Неутяжеленные растворы для освобождения от прихвата .................... 12
Утяжеленные растворы для освобождения от прихвата ........................ 12
3
Рис. 1 — Образование
желоба на стенке искрив!
ленной скважины.
ПРИХВАТ ТРУБ
Периодически в процессе бурения возникает
прихват бурильной колонны, и ее нельзя поднять,
опустить или вращать. Прихват трубы обходится до
рого и вызывает осложнения. Специальные инстру
менты, специализированные технические услуги и
специальное кондиционирование бурового раство
ра для освобождения трубы служат источниками
расходов, не говоря о потерях рабочего времени бу
ровой установки. За время, требуемое для освобож
дения трубы и возврата к бурению, может ухудшить
ся стабильность необсаженной скважины. По этой
причине предотвращение прихвата труб и ускоре
ние их освобождения в случае его возникновения
имеют важное значение для буровых операций.
ПРИЧИНЫ ПРИХВАТА ТРУБ
Прихват бурильных труб может вызываться причи
нами, описанными ниже. Возможно, что возникно
вению конкретной ситуации с прихватом труб спо
собствуют несколько причин:
1. Образование желобов на стенках скважины
2. Частицы в скважине
3. Ствол скважины с диаметром меньше номиналь
ного
4. Перепад давления в стволе скважины
5. Вяжущие вещества.
Образование желобов на стенках скважины:
В процессе бурения к долоту через УБТ прилага
ется нагрузка, и, как правило, бурильная труба нахо
дится в состоянии растяжения. Величина растяже
ния постепенно возрастает вверх — от верха УБТ к
столу бурового ротора. Если скважина отклоняется
от вертикали, и при продолжении бурения эта часть
ствола противоположна натянутой бурильной тру
бе, то труба будет стремиться врезаться в стенку
скважины. Это явление схематически проиллюстри
ровано на Рис. 1 и 2.1 Оно называется образованием
желобов на стенках скважины (буквально, «прореза
ние замочной скважины», поскольку поперечное се
чение скважины принимает форму замочной сква
жины).
В этом желобе вероятнее всего произойдет при
хват частей бурильной колонны с наибольшим диа
метром. На Рис. 31 показан прихват УБТ в таком же
лобе. Особенно подвержены застреванию в желобе
различные компоненты «компоновки нижней часть
бурильной колонны».
После образования желоба в скважине часть его
конфигурации с малым диаметром необходимо рас
ширить до диаметра, достаточно большого для про
пускания всех частей бурильной колонны. Имеются
различные расширительные устройства для дости
жения этой цели, и действие такого устройства пока
зано на Рис. 4.1
В прямой скважине желобы не образуются. Если
производится бурение скважины, близкой к вертика
ли, проблемы в связи с образованием желобов на
стенках скважины сводятся к минимуму. На скорость
СЕЧЕНИЕ А!А
Рис. 2 — Положение
трубы после образова!
ния желоба на стенке
скважины.
образования желобов на стенках скважины влияет
смазывающая способность бурового раствора. Бу
рильная труба будет медленнее врезаться в верхнюю
сторону искривленного участка скважины, если ко
эффициент смазывающей способности бурового
раствора будет низким (см. раздел «СМАЗЫВАЮЩАЯ
СПОСОБНОСТЬ»).
Частицы в скважине:
Твердые частицы любого характера, которые
слишком велики, чтобы свободно пройти через за
трубное пространство, могут заклиниваться между
бурильной колонной и стенками скважины и вызы
вать прихват трубы. При этом частицы малого раз
мера могут вызывать прихват трубы против стабили
заторов большого диаметра или других частей «ком
поновки нижней части бурильной колонны». К чис
лу частиц, которые могут приводить к прихвату труб,
относятся посторонние частицы типа шарошек до
лот или обломков породы, которые падают в затруб
ное пространство со стенок скважины.
Когда одновременно в скважину падает неболь
шое количество обломков породы, прихвата труб
можно избежать умелой манипуляцией буровыми
инструментами. Путем осторожного подъема, вра
щения или опускания бурильной колонны, а также
пуска и останова бурового насоса можно заставить
обломки породы упасть на забой, где их можно раз
рушить долотом. Иногда такие частицы можно раз
4
Рис. 4 — Действие рас!
ширителя при расшире!
нии желоба.
ИНТЕРВАЛ
СЛАНЦА
молоть, зажав между бурильной колонной и стенка
ми скважины. Однако при этом возможно образова
ние больших каверн в прихваченной трубе. С боль
шим количеством крупных частиц, внезапно упав
ших в скважину, вряд ли можно справиться даже са
мыми умелыми манипуляциями буровым инстру
ментом.
Существует два определенных подземных усло
вия, в результате которых происходит значительное
обрушение. Это отрицательное дифференциальное
давление и наличие хрупкого сланца, находящегося
под действием тектонических напряжений.
Отрицательное дифференциальное давление
возникает, когда гидростатический напор столба бу
рового раствора меньше давления на поровые
флюиды пласта. Значительное обрушение изза от
рицательного дифференциального давления, как
правило, возникает при бурении с очисткой забоя
воздухом или газом. Когда долото проходит через
находящиеся под давлением и относительно непро
ницаемые породы с использованием в качестве бу
рового флюида воздуха или газа, логично ожидать
падения в скважину некоторых фрагментов породы.
Если поры заполнены водой, характер обрушения
является менее эффектным. Обрушение является
обычным явлением при бурении с очисткой забоя
воздухом или газом и при возникновении не являет
ся неожиданным. Однако при бурении с использова
нием бурового раствора это явление интерпретиро
вать сложнее. Сланцы, находящиеся под аномаль
ным давлением, могут залегать по соседству с прони
цаемыми слоями, находящимися при нормальном
давлении. Пласты обоих типов можно бурить с ис
пользованием бурового раствора низкой плотности
без признаков на поверхности поступления пласто
вых флюидов. Единственным признаком на поверх
ности могут быть аномальные количества сланца,
возникающие на вибросите. Поровое давление слан
ца нельзя измерить опробованием испытателем пла
ста, спускаемым на бурильных трубах. Если необхо
димо проверить наличие отрицательного диффе
ренциального давления в сланце, его необходимо
оценить косвенными средствами (например, по
плотности сланца или анализом диаграммы карота
жа).
Сланцы Спрингер и Атока, встречающиеся в от
дельных районах бассейна Анадарко, служат пре
красными примерами хрупких сланцев, находящих
ся под действием тектонических напряжений. Оба
пласта имеют достаточно большой геологический
возраст (Пенсильванские слои старше 200 000 000
лет), и оба подвержены напряжениям, сопряженным
с образованием гор. Пласты сланцев часто круто па
дают от горизонтали, являются весьма трещинова
тыми и содержат слои расширяющихся сланцев, пе
ремежающихся хрупкими нерасширяющимися
сланцами.
При поглощении воды этими сланцами происхо
дит интенсивное обрушение. Проникновение воды в
систему микротрещин вызывает расширение, доста
точное для того, чтобы заставить массы частиц слан
ца отделиться от стенок скважины. Неодинаковое
разбухание расширяющихся и нерасширяющихся
сланцев вынуждает хрупкие слои разрушаться и па
дать в скважину.
Дополнительным источником частиц в скважине,
которые могут вызвать прихват труб, являются усту
пы, которые могут образоваться при бурении. Это
состояние показано на Рис. 5. Тонкие прослойки по
СЕЧЕНИЕ В!В
Рис. 3 — Прихват УБТ в
желобе.
УБТ
Рис. 5
5
ДОЛОТО
роды, не затрагиваемой водой, лежат между слоями,
которые растворяются или диспергируются водой.
В последних слоях возникают размывы, которые ос
тавляют уступ без опоры сверху или снизу. От удара
бурильной трубой, особенно при подъеме или спус
ке, может произойти откалывание части уступа, что
изображено на Рис. 6.
Количество частиц из этого источника будет не
велико, но они могут представлять серьезную угрозу
прихвата труб. Эти частицы не могут легко прова
литься до забоя, где их можно размолоть, изза их
большого размера. Они не могут легко разрушиться
между бурильной колонной и стенками скважины,
поскольку породы, не затрагиваемые водой, часто
обладают высокой структурной прочностью. Лучше
всего предотвращать образование уступов профи
лактическими размывами. На этих размытых участ
ках могут также накапливаться большие количества
шлама, который может свабироваться в скважину
или иначе смещаться, вызывая прихват труб.
Предотвращение прихвата труб изза наличия
частиц в скважине по существу является проблемой
поддержания стабильности ствола скважины. Посту
пление частиц в скважину, будь то изза порового
давления или тектонических напряжений либо усту
пов, можно в значительной степени контролиро
вать, регулируя химический состав бурового раство
ра и его плотность (см. раздел «НЕСТАБИЛЬНОСТЬ
СТВОЛА СКВАЖИНЫ»).
Ствол скважины с диаметром меньше
номинального:
Ствол скважины с диаметром меньше номиналь
ного означает ствол с диаметром, меньшим, чем диа
метр долота, использовавшегося для его бурения. Та
кой ствол может быть результатом любой из следую
щих естественных причин:
1. Вес перекрывающих пород,
2. Аномальное поровое давление и
3. Сцепление между шламом и стенкой скважины.
Смыкание скважины под действием веса пере
крывающих пород может произойти в сланце, кото
рый является пластичным или легко деформируе
мым после приложения напряжения. Такой сланец
будет иметь высокое содержание воды и, возможно,
высокое содержание смектита (расширяющейся
глины). Сланцы этого типа встречаются, как прави
ло, на небольших глубинах в молодых пластах.
Когда через такого рода сланцы проходит долото
с использованием естественного бурового раствора,
образующегося в процессе бурения, гидростатиче2
ское давление грунта на рассматриваемой глубине
превышает гидростатическое давление бурового
раствора, что приведет к смыканию скважины. Пред
ставим, например, что бурение производится буро
вым раствором плотностью 9 фунтов/галлон. Плот
ность сланца указанного типа составит 15 фунтов/
галлон. На глубине 2000 футов гидростатическое
давление бурового раствора составит 936 psi, а гид
ростатическое давление грунта — 1560 psi. Поэтому
будет иметь место максимальное дифференциаль
ное давление 624 psi, направленное из пласта в сква
жину. Если при таком давлении сланец будет дефор
мироваться, то скважина сомкнется.
Ствол скважины с диаметром меньше номиналь
ного изза аномального порового давления может
образоваться изза высокого содержания воды в
сланцах, находящихся под геостатическим давлени
ем. Они стали сжатыми изза того, что в процессе
осадкообразования и уплотнения в них не было пу
тей для ухода поровой воды. По этой причине поро
вые флюиды выдерживают часть веса перекрываю
щих пород и вследствие этого сжимаются. Когда че
рез массу сланца такого рода проходит буровой рас
твор с плотностью, недостаточной для уравновеши
вания порового давления, то поровые флюиды рас
ширяются, и сланец выдавливается в скважину. Это
явление может происходить практически на любой
глубине.
Ствол скважины с диаметром меньше номиналь
ного повсеместно встречается при бурении мощно
го соляного интервала с использованием бурового
раствора на углеводородной основе. После первона
чальной проходки долотом диаметр скважины в
точности равен номинальному. Впоследствии вес
перекрывающих пород может заставить соль вытечь
в ствол скважины, что приведет к получению ствола
скважины с диаметром меньше номинального. В слу
чае прихвата труб в таких условиях освободить тру
бу обычно удается подачей порции пресной воды.
Уменьшение диаметра ствола ниже номинально
го вследствие сцепления между буровым шламом и
стенками скважины было выявлено сравнительно
недавно и пока еще не исследовано в достаточной
степени. Сцепление бурового шлама с долотом и
УБТ наблюдается в течение многих лет. Выражение
«образование сальника на долоте» почти так же ста
ро, как само бурение. Поскольку сила сцепления ме
жду буровым шламом и долотом, а также сила сцеп
ления между частицами глины в значительной сте
пени зависят от содержания воды в шламе, два этих
явления, возможно, связаны.
Рис. 6
ИНТЕРВАЛ
СЛАНЦА
БУРОВОЙ РАСТВОР
БУРИЛЬНАЯ ТРУБА
УБТ
6
НЕСКОЛЬКО
УТОЛЩЕННАЯ
ГЛИНИСТАЯ КОРКА И
СКРУГЛЕНИЕ
В процессе недавнего бурения скважины в Север
ном море, например, было отмечено, что молодой в
геологическом отношении сланец с высоким содер
жанием воды, содержащий сильно расширяющиеся
глины, налипал на УБТ отчетливыми кольцевидны
ми слоями. Аналогичное нарастание глины, возмож
но, происходит в стволе скважины, поскольку кавер
нограмма свидетельствовала о наличии исключи
тельно однородного уменьшения диаметра от номи
нального порядка от 1/4 до 1/2 дюйма на сотнях футов
необсаженной скважины.2 Аналогичные наблюдения
часто делаются при бурении морских скважин в
Мексиканском заливе.
Не стоит и говорить, что прихват труб весьма ве
роятен в стволе скважины с диаметром меньше но
минального. Для предотвращения прихвата труб
диаметр ствола скважины необходимо поддержи
вать на номинальном уровне. Эффективного реше
ния проблемы можно добиться посредством регули
рования химического состава и плотности бурового
раствора (см. раздел «НЕСТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА
СКВАЖИНЫ»).
Прихват труб из1за перепада давления в
стволе скважины
Прихват за счет перепада давления в стволе сква
жины определяется как прихват трубы к проницае
мому пласту в результате превышения давлением бу
рового раствора в стволе скважины давления поро
вого флюида. Причина возникновения прихвата
этого типа показана на Рис. 7.3 Прихват за счет пере
пада давления в стволе скважины может произойти в
любом месте производства работ, но, как правило,
случается там, где бурят глубокие скважины с ис
пользованием буровых растворов высокой плотно
сти. Для предотвращения прихвата за счет перепада
давления в стволе скважины проводят специальную
обработку бурового раствора и применяют буровые
инструменты, специально предназначенные для
этой цели. В качестве профилактических мер при
менялся жесткий контроль фильтрации и добавле
ние ПАВ к буровым растворам на водной основе. 4,5 В
некоторых районах бурения регулярно производят
замещение буровым раствором на углеводородной
основе. Частое перемещение бурильной трубы явля
ется стандартным рабочим методом при глубоком
бурении с использованием утяжеленного бурового
раствора. Эффективно также использование квад
ратных и спиральных УБТ, которые сокращают пло
щадь контакта УБТ и глинистой корки. Прихват за
счет перепада давления в стволе скважины характе
ризуется следующим:
1. Прихват труб происходит после того, как буриль
ная колонна некоторое время была неподвиж
ной.
2. Буровой раствор будет циркулировать.
3. Труба не вращается, равно как и не перемещается
вверх или вниз.
Сила прихвата из1за перепада давления в
стволе скважины:
Усилие, требуемое для освобождения трубы, при
хваченной за счет перепада давления в стволе сква
жины, зависит от следующих факторов:
1. Перепад между пластовым давлением и давлени
ем бурового раствора.
Этот перепад давления определяет силу, с кото
рой труба (УБТ) прижимается к глинистой корке.
2. Размер изолированной зоны.
Под изолированной зоной понимается часть тру
бы, которая погружена в корку. Перепад давления,
приложенный к этой зоне, определяет общую силу, с
которой труба прижимается к корке.
Размер изолированной зоны зависит от диаметра
скважины, диаметра трубы и толщины корки.
Толщина корки в свою очередь зависит от скоро
сти фильтрации бурового раствора в условиях, суще
ствующих в интервале, где произошел прихват труб,
и от времени, прошедшего с момента прихвата.
3. Трение между трубой и коркой.
Поскольку влажная глина прилипает к металлу,
трение в данном случае описывается формулой:
F = S + P6
Где F = наблюдаемое трение,
S = сила, необходимая для преодоления трения, и
P = коэффициент, описывающий скобление твер
дых шероховатых тел посредством более мяг
ких тел.
Общая сила сцепления зависит от количества,
типа и влагосодержания твердой фазы, имеющейся в
глинистой корке. Количественно описать этот фак
тор трудно ввиду сложности состава буровых рас
творов.
4. Прочность глинистой корки.
Рис. 7 — Прихват бурильной трубы возникает, когда она
становится неподвижной, контактируя с проницаемым
слоем. После нарастания корки внутрискважинное
давление прижимает трубу к корке.
В МОМЕНТ ПРИХВАТА
ВСКОРЕ ПОСЛЕ ЭТОГО
УБТ
ГЛИНИСТАЯ
КОРКА
ИЗОЛИРОВАННАЯ
ЗОНА
ИЗОЛИРОВАННАЯ
ЗОНА
ПЕРВОНАЧАЛЬНАЯ
ТОЛЩИНА
КОРКИ
7
Окончательное положение бурильных труб и УБТ — после закачки
раствора для освобождения от прихвата
При вытягивании прихваченной трубы она мо
жет быть чистой, или на УБТ может остаться при
липшая корка. В таком случае вытягивание может
представлять собой преодоление прочности на
сдвиг корки или преодоление сцепления между кор
кой и пластом в месте контакта со стенкой скважи
ны.
Если корка пристает к освобожденной трубе, сно
ва трудно определить компоненты, которые состав
ляют общее усилие, требуемое для освобождения,
ввиду сложности системы.
Предотвращение прихвата за счет перепада
давления в стволе скважины
Прихвата за счет перепада давления в стволе
скважины лучше всего избегать путем использова
ния правильно составленного бурового раствора на
углеводородной основе. К числу других полезных
профилактических мер относятся:
1. Использование бурового раствора с наименьшей
возможной плотностью.
2. Поддержание низкой скорости фильтрации.
3. Введение в буровой раствор на водной основе
смазывающего и увлажняющего агента (типа
TORQTRIMTM).
4. Недопущение неподвижности трубы в течение
любого продолжительного времени.
Освобождение трубы, прихваченной за счет
перепада давления в стволе скважины
Освобождение трубы, которая была прихвачена
за счет перепада давления в стволе скважины, сво
дится к уменьшению перепада давления, площади
изолированной зоны или трения между трубой и
коркой на стенках скважины. Для освобождения тру
бы, прихваченной за счет перепада давления в ство
ле скважины, применяется метод установки опробо
вателя пласта, спускаемого на бурильных трубах, над
зоной прихвата с последующим его открытием. При
этом поровому давлению противодействует только
гидростатическое давление флюидов, содержащих
ся в бурильной трубе. Этими флюидами может быть
буровой раствор меньшей плотности, чем буровой
раствор в затрубном пространстве, или водяная по
душка либо просто атмосферный воздух. Таким об
разом, перепад давления, прижимающий трубу к
стенке скважины, можно сократить меньше чем до
нуля, в результате чего прихваченная труба отделяет
ся от стенки.
Методом, который чаще всего используется для
освобождения трубы, которая была прихвачена за
счет перепада давления в стволе скважины, является
подача бурового раствора на углеводородной осно
ве. Трубу, которая была прихвачена за счет перепада
давления в стволе скважины, обычно освобождают
при подаче в зону прихвата бурового раствора над
лежащего состава на углеводородной основе с плот
ностью, равной (или несколько превышающей)
плотность прежнего бурового раствора, с последую
щими натяжением, вращением и посадкой трубы.
Если ситуация в скважине такова, что после освобо
ждения трубы необходимо продолжить бурение
скважины буровым раствором той же или большей
плотности, то всю скважину можно заполнить буро
вым раствором на углеводородной основе.
Освобождение трубы, которая была прихвачена
за счет перепада давления в стволе скважины, с ис
пользованием бурового раствора на углеводород
ной основе производится посредством следующих
методов:
1. Уменьшается изолированная площадь между тру
бой и коркой в порядке, проиллюстрированном
на Рис. 8.7
2. Происходит дальнейшее сокращение изолиро
ванной зоны, а также уменьшается трение (вклю
чая компоненты сцепления и скобления) путем
проникновения углеводородов между трубой и
изолированной настенной коркой. Это проник
новение осуществляется наиболее эффективно,
если углеводород в составе бурового раствора на
углеводородной основе имеет низкую вязкость, а
также при наличии надлежащих ПАВ для содей
ствия в смачивании углеводородом металла и
корки в точке контакта.
Последние лабораторные исследования
прихвата за счет перепада давления в стволе
скважины:
Недавно по экологическим соображениям было
признано, что использование бурового раствора на
углеводородной основе нежелательно в определен
ных районах. Поэтому были проведены лаборатор
ные работы с целью создания бурового раствора на
водной основе, который был бы эффективен в каче
стве раствора для освобождения прихваченной тру
бы. Ниже приводится обзор работ, выполненных до
настоящего времени (осень 1974 г.).
Рис. 8
Угол контакта перед и после подачи
раствора для освобождения от прихвата
Стенка скважины
УБТ
Первоначальная
глинистая корка
Сокращение гли!
нистой корки по!
сле заливки
раствора для ос!
вобождения от
прихвата
Первоначальное
положение бурильных
труб и УБТ
Окончательное положение бурильных труб и УБТ — перед
закачкой раствора для освобождения от прихвата
8
Рис. 11
Экспериментальные работы были выполнены на
установке компании Baroid для моделирования усло
вий в скважине, показанной на Рис. 9. Смоделирован
ная проницаемая зона и смоделированные УБТ пока
заны на Рис. 10 и 11, соответственно. Проницаемая
зона представляет собой цилиндр из Алоксита
(500 мД). Усилие вытягивания прихваченных УБТ из
мерялось по величине растяжения оребренной труб
ки, прикрепленной к верху УБТ. Растяжение началось
при натяжении 130 фунтов; при натяжении усилием
1000 фунтов трубка растягивалась до предела.
Затем цилиндр помещался внутрь моделирующей
установки, УБТ устанавливалась в цилиндр, и моде
лирующая установка закрывалась. Производилась
циркуляция утяжеленного бурового раствора на
водной основе в процессе нагрева системы до 200°F.
Затем подавался перепад давления 3000 psi (превы
шение давления бурового раствора над поровым
давлением), и циркуляция продолжалась в течение
75 минут. В этот момент происходит прихват УБТ
изза перепада давления. После этого на УБТ подава
лась испытуемая жидкость для освобождения от
прихвата, и проводилась выдержка в течение задан
ного периода времени. В конце периода выдержки
УБТ вытягивалась.
Эти эксперименты показали, что буровые раство
ры можно обрабатывать большими концентрация
ми средства TORQTRIMTM с целью получения рас
твора для освобождения от прихвата с желательны
ми характеристиками смачивания углеводородом.
Полученные данные позволяют предположить,
что усилие, требуемое для освобождения трубы, при
хваченной изза перепада давления, можно значи
тельно снизить, подав буровой раствор на водной
основе, обработанный средством TORQTRIMTM. Уси
лие, требуемое для вытягивания после подачи буро
вого раствора на углеводородной основе, показано в
Таблице I. Поскольку в настоящее время широко
применяются растворы для освобождения от при
хвата на углеводородной основе, можно сравнить
эффективность раствора на водной основе, обрабо
танного TORQTRIMTM, с использованием показате
лей, приведенных в Таблицах I и II.
Рис. 9
Рис. 10
9
ДИАГНОСТИКА НА БУРОВОЙ
Угроза прихвата труб проявляется по крутящему мо
менту, торможению, образованию мостов и трудно
стям при подъеме для выполнения соединений. Эти
ситуации распространены в буровых операциях. Не
обходимо осознавать причины невозможности сво
бодного перемещения буровых инструментов, с тем
чтобы можно было принимать обоснованные реше
ния о надлежащих корректирующих мероприятиях.
Манипуляции буровыми инструментами можно
производить более квалифицированно, если буро
вик имеет некоторое представление о том, почему
трубе угрожает прихват.
Причины ограничения подвижности буровых
инструментов можно предположить по косвенным
признакам, полученным на поверхности. Влияние на
движение трубы подъема, вращения или опускания с
включенным или выключенным буровым насосом 
вот примеры признаков, на основе которых можно
построить гипотетическую картину происходящего
в скважине. Данные, полученные при тщательном
изучении шлама, видимого на вибросите, весьма час
то служат признаком источника осложнений в сква
жине.
Подход к определению причин прихвата труб из
ложен ниже в карте технологического процесса, оза
главленной «ДИАГНОСТИКА ПРИХВАТА ТРУБ». В
ней указываются предложения по освобождению
трубы и меры для предотвращения повторения при
хвата. Важно помнить, что изложенный подход име
ет общий характер, и что важной частью интерпре
таций, которые можно представить, и выводов, к ко
торым можно прийти, является учет местных усло
вий. Каждый район бурения создает свои особенные
проблемы при бурении.
Таблица II
Усилие (в фунтах), требуемое для освобождения прихваченной трубы
Время применения раствора для
освобождения от прихвата, часы
2 4 8
Базовый раствор плюс TORQ!TRIM в концентрации 30 фунтов/баррель — 1000 380
Базовый раствор плюс TORQ!TRIM в концентрации 50 фунтов/баррель — — 130
Базовый раствор плюс TORQ!TRIM в концентрации 90 фунтов/баррель 1000 420 130
Базовым раствором является буровой раствор с добавлением 12 фунтов/галлон AQUAGEL, Q!BROXIN и бурового шлама.
Таблица I
Усилие (в фунтах), требуемое для освобождения
прихваченной трубы
Время применения
раствора для
освобождения от
прихвата, часы
2 4 8
INVERMUL — 1000 130
E Z SPOT 1000 300 130
Буровой раствор на основе
асфальтовой нефти — 750 490
1 0
ЖЕЛОБ
(a) Прежний опыт искривления скважины?
(b) В скважине находятся инструменты большого
диаметра?
(c) Труба будет вращаться?
(d) Уменьшается ли момент после посадки?
(e) Изменяется ли давление насоса после расхаживания
трубы?
Ответы ДА на (a), (c) и (d) означают образование
желоба.
Ответы ДА на (b) и НЕТ на (е) служат подтверждениями.
Вероятность прихвата из!за образования желоба растет
с увеличением времени, затраченного на конкретную
скважину.
СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ МЕНЬШЕ
НОМИНАЛЬНОГО
(a) Имели ли долото или стабилизаторы диаметр
меньше номинального после последнего рейса?
(b) В скважине находятся инструменты большого
диаметра?
(c) Труба будет вращаться?
(d) Падает ли труба полностью после посадки?
(e) Увеличивается ли давление насоса в момент
прихвата?
Ответы ДА на (a), (b), (d) и (е) означают прихват в
скважине диаметром меньше номинального.
Ответ НЕТ на (с) для начального момента, за которым
следует вращение на высоком моменте при
расхаживании трубы служит подтверждением.
(а) Искривление ствола.
«Уступы» в искривленном интервале склонны к
образованию желобов.
(a) Долото диаметром меньше номинального, или
(b) Глинистая корка, или
(c) Разбухание сланца, или
(d) Выдавливание сланца
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для
освобождения от прихвата прежде чем прекратить. По
показателям натяжения и растяжения рассчитать
свободную точку для определения надлежащего места
подачи раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(a) Размыть желоб.
(b) Добавить в буровой раствор средство TORQ!TRIM.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для
освобождения от прихвата прежде чем прекратить. По
показателям натяжения и растяжения рассчитать
свободную точку для определения надлежащего места
подачи раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(а) Определить, проходит ли скважина диаметром
меньше номинального через песок, сланец или
карбонат.
Если проходит через песок или карбонат, уменьшить
скорость фильтрации бурового раствора.
Если проходит через сланец, то плотность бурового
раствора, химический состав бурового раствора и
фильтрат удовлетворительны. Корректировки может
потребовать любой или все три параметра.
ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ
(a) Превосходит ли гидростатическое давление пластовое давление?
(b) Прежние факты обрушения сланца?
(c) Труба будет вращаться?
(d) Увеличилось ли давление насоса в момент прихвата?
Ответы ДА на (a), (b) и (с) позволяют предположить прихват из!за этого механизма.
Увеличение давления насоса может варьировать от небольшого до высокого. Труба может
вращаться, но при большом моменте.
(a) Обрушение сланца, или
(b) Металлолом, или
(c) Перемещение валунов (вероятно только на небольшой глубине)
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для освобождения от прихвата прежде чем прекратить.
По показателям натяжения и растяжения рассчитать свободную точку для определения
надлежащего места подачи раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(a) В случае металлолома удалить его или попытаться вдавить в стенку скважины.
(b) В случае валунов попытаться разрушить их механическим способом.
(c) В случае обрушения сланца: плотность бурового раствора, реологические параметры
бурового раствора, химический состав бурового раствора и его фильтрат удовлетворительны.
Корректировки может потребовать любой или все четыре параметра.
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ
(a) Труба будет вращаться?
(b) Падает ли труба после посадки?
Ответы НЕТ на (а) и (b) указывают на прихват из!за перепада давления.
Наличие известных проницаемых зон с давлением ниже гидростатического
давления бурового раствора служит подтверждением.
(a) Накопление глинистой корки, и
(b) Пребывание трубы в неподвижности относительно корки.
Чем больше площадь трубы, прилегающая к глинистой корке, тем вероятнее
прихват трубы.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для освобождения от прихвата прежде чем
прекратить. По показателям натяжения и растяжения рассчитать свободную точку
для определения надлежащего места подачи раствора для освобождения от
прихвата.
(b) Понизить плотность бурового раствора, если возможно.
(c) Установить испытатель пластов, спускаемый на бурильных трубах, и сбросить
давление.
(d) Приложить к трубе правый крутящий момент, посадить и оставить.
(e) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(a) Часто перемещать трубу.
(b) Понизить плотность бурового раствора, если возможно.
(c) Уменьшить скорость фильтрации и добавить в буровой раствор средство
TORQ!TRIM или асфальт.
(d) Спускать в скважину УБТ меньшего диаметра или с проточками.
ДИАГНОСТИКА ПРИХВАТА ТРУБ
УСЛОВИЯ НА ПОВЕРХНОСТИ В МОМЕНТ ПРИХВАТА
ЦИРКУЛЯЦИЯ В МОМЕНТ ПРИХВАТА
ТРУБА НЕ ДВИЖЕТСЯ
КОРРЕКТИРУЮЩИЕ МЕРЫ
ИСТОЧНИК МЕХАНИЗМА ПРИХВАТА
ВЫЯВЛЕНИЕ МЕХАНИЗМА ПРИХВАТА
ЖЕЛОБ ИЛИ СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ МЕНЬШЕ ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ, ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ
НОМИНАЛЬНОГО ИЛИ ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ
ВОЗМОЖНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ПРИХВАТА
ТРУБА ДВИЖЕТСЯ ВВЕРХ ТРУБА ДВИЖЕТСЯ ВНИЗ
1 1
ОТСУТСТВИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ В МОМЕНТ ПРИХВАТА
ТРУБА НЕ ДВИЖЕТСЯ
ВЫЯВЛЕНИЕ МЕХАНИЗМА ПРИХВАТА
ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ ИЛИ ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ
ИЛИ СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ МЕНЬШЕ
НОМИНАЛЬНОГО
СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ МЕНЬШЕ НОМИНАЛЬНОГО
ИЛИ ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ
ЖЕЛОБ ИЛИ СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ МЕНЬШЕ
НОМИНАЛЬНОГО ИЛИ ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ
ВОЗМОЖНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ПРИХВАТА
ТРУБА ДВИЖЕТСЯ ВВЕРХ ТРУБА ДВИЖЕТСЯ ВНИЗ
ИСТОЧНИК МЕХАНИЗМА ПРИХВАТА
КОРРЕКТИРУЮЩИЕ МЕРЫ
ЖЕЛОБ СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ
МЕНЬШЕ НОМИНАЛЬНОГО ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ МЕНЬШЕ НОМИНАЛЬНОГО СКВАЖИНА ДИАМЕТРОМ
(a) Прежний опыт искривления
скважины?
(b) В скважине находятся инструменты
большого диаметра?
(c) Труба будет вращаться?
(d) Уменьшается ли момент после
посадки?
(е) Буровой раствор будет
циркулировать?
(f) Изменяется ли давление насоса после
расхаживания трубы?
Ответы ДА на (a), (c), (d) и (е) означают
образование желоба.
Ответы ДА на (b) и НЕТ на (f) служат
подтверждениями.
Вероятность прихвата из!за образования
желоба растет с увеличением времени,
затраченного на конкретную скважину.
(a) Имели ли долото или стабилизаторы
диаметр меньше номинального после
последнего рейса?
(b) Труба будет вращаться?
(c) Буровой раствор будет
циркулировать?
(d) Двигалась ли труба вверх или вниз в
момент прихвата?
ЕСЛИ ТРУБА ДВИГАЛАСЬ ВНИЗ:
Ответы ДА на (a) и (с) и НЕТ на (b)
означают прихват в скважине диаметром
меньше номинального. Давление насоса
может превышать норму.
ЕСЛИ ТРУБА ДВИГАЛАСЬ ВВЕРХ:
ДА — с высоким моментом — в ответ
на (b) и НЕТ на (с) указывает на прихват
посредством этого механизма. После
посадки можно установить циркуляцию.
(a) Превосходит ли гидростатическое давление пластовое давление?
(b) Прежние факты налипания породы на инструменты?
(с) Прежние факты обрушения сланца?
(d) Труба будет вращаться?
(е) Буровой раствор будет циркулировать?
(f) Падают ли момент и давление насоса после расхаживания трубы?
Труба, прихваченная из!за твердых частиц, сначала может ни вращаться, ни обеспечивать
циркуляцию. Вращение и циркуляция более вероятны, если труба движется в направлении,
противоположном тому, в котором двигалась в момент прихвата.
Ответ ДА на (f) вместе с освобождением трубы означает прихват из!за твердых частиц.
Ответ ДА на (b) указывает на прихват из!за твердых частиц.
Ответы НЕТ на (а) и ДА на (с) и (f) указывают на прихват из!за твердых частиц.
(a) Труба будет вращаться?
(b) Буровой раствор будет циркулировать?
Ответы НЕТ на (а) и ДА на (b) позволяют
предположить прихват из!за перепада
давления.
Наличие известных проницаемых зон с
давлением ниже гидростатического давления
служит подтверждением.
Еще одним подтверждением служат
прежние факты угрозы прихвата УБТ при
прохождении этих интервалов.
(а) В скважине находятся инструменты
большого диаметра?
(b) Труба будет вращаться?
(c) Буровой раствор будет циркулировать?
(d) Падает ли труба полностью после посадки?
Прихват посредством этого механизма
вероятен только, если труба не двигалась
долгое время.
На все вопросы (b), (c) и (d) могут даваться
ответы НЕТ.
(а) Искривление ствола
«Уступы» склонны к образованию
желобов.
(а) Глинистая корка, или
(b) Долото диаметром меньше
номинального, или
(с) Гидратация и разбухание сланца, или
(d) Выдавливание сланца
(а) Недостаточная очистка скважины, или
(b) Обрушение сланца (или металлолом), или
(с) Смещение шлама, накопившегося на нижней поверхности размыва.
(a) Накопление глинистой корки, и
(b) Пребывание трубы в неподвижности
относительно корки.
Чем больше площадь трубы, прилегающая к
глинистой корке, тем вероятнее прихват трубы.
(а) Глинистая корка, или
(b) Разбухание сланца, или
(c) Выдавливание сланца.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы
для освобождения от прихвата прежде
чем прекратить.
По показателям натяжения и растя!
жения рассчитать свободную точку для
определения надлежащего места подачи
раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(a) Размыть желоб.
(b) Добавить в буровой раствор средство
TORQ!TRIM.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы
для освобождения от прихвата прежде
чем прекратить.
По показателям натяжения и растя!
жения рассчитать свободную точку для
определения надлежащего места подачи
раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(а) Определить, проходит ли скважина
диаметром меньше номинального через
песок, сланец или карбонат.
Если проходит через песок или
карбонат, уменьшить скорость
фильтрации бурового раствора.
Если проходит через сланец, то плот!
ность бурового раствора, химический со!
став бурового раствора и фильтрат удов!
летворительны. Корректировки может
потребовать любой или все три парамет!
ра.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для освобождения от прихвата прежде чем прекратить. По
показателям натяжения и растяжения рассчитать свободную точку для определения надлежащего места
подачи раствора для освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(а) Рассчитать размер наибольшей частицы сланца, которая должна выноситься из скважины при
условиях, существовавших в момент прихвата.
Проанализировать, могла ли эта частица образоваться от долота или скорее всего поступила из!за
обрушения.
(b) Если было решено, что наибольшая транспортируемая частица была образована долотом, рассчитать
и указать реологические параметры, требуемые для обеспечения достаточного снижения скорости
проскальзывания.
(с) Если наибольшая транспортируемая частица поступила из!за обрушения:
(1) Плотность бурового раствора, химический состав бурового раствора и фильтрат
удовлетворительны. Корректировки может потребовать любой или все три параметра.
(2) Если по соображениям экономики исключаются серьезные изменения бурового раствора,
попытаться заполнить скважину густым буровым раствором.
Рассчитать и установить условия, требуемые для поддержания ламинарного потока в затрубном
пространстве.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(а) Приложить к трубе правый крутящий мо!
мент, посадить и оставить на некоторое время.
(b) Не менее двух раз подать растворы для ос!
вобождения от прихвата прежде чем прекра!
тить.
По показателям натяжения и растяжения
рассчитать свободную точку для определения
надлежащего места подачи раствора для осво!
бождения от прихвата.
(с) Понизить плотность бурового раствора, если
возможно.
(d) Установить испытатель пластов, спускаемый
на бурильных трубах, и сбросить давление.
(е) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
(a) Часто перемещать трубу.
(b) Уменьшить скорость фильтрации и добавить
в буровой раствор средство TORQ!TRIM или ас!
фальт.
(с) Понизить плотность бурового раствора, если
возможно.
(d) Спускать в скважину УБТ меньшего диамет!
ра или с проточками.
ЧТОБЫ ОСВОБОДИТЬ ТРУБУ:
(a) Не менее двух раз подать растворы для
освобождения от прихвата прежде чем
прекратить.
По показателям натяжения и растяжения
рассчитать свободную точку для определения
надлежащего места подачи раствора для
освобождения от прихвата.
(b) Размыть.
ЧТОБЫ ПРЕДОТВРАТИТЬ ПОВТОРЕНИЕ:
*(а) Часто циркулировать и перемещать трубу.
(b) Определить, проходит ли скважина
диаметром меньше номинального через песок,
сланец или карбонат.
Если проходит через песок или карбонат,
уменьшить скорость фильтрации бурового
раствора.
Если проходит через сланец, то плотность
бурового раствора, химический состав
бурового раствора и фильтрат
удовлетворительны. Корректировки может
потребовать любой или все три параметра.
1 2
РАСТВОРЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ОТ
ПРИХВАТА
Часто прихваченную трубу можно освободить с
помощью растворов для освобождения от прихвата,
что позволяет избежать расходов и неудобств в свя
зи с развинчиванием и размывом. Хороший раствор
для освобождения от прихвата должен обладать вы
сокими смазывающими свойствами и способностью
смачивать углеводородом твердые поверхности. Для
эффективного применения раствор для освобожде
ния от прихвата должен подаваться в интервал сква
жины, где произошел прихват трубы. Загрязнение
буровым раствором должно быть минимальным.
Желательно, чтобы плотность раствора для освобо
ждения от прихвата была весьма близкой к плотно
сти бурового раствора, с тем чтобы раствор для ос
вобождения от прихвата оставался на участке сква
жины, куда он закачан, и обеспечивал неограничен
ное время выдержки.
Помимо соответствующего состава раствора для
освобождения от прихвата существуют два важных
фактора в отношении его подачи, которые необхо
димо соблюдать для эффективного применения:
1. Глубина прихвата трубы.
2. Объем раствора для освобождения от прихвата,
требуемый для обеспечения заполнения зоны
прихвата.
Глубину, на которой произошел прихват трубы,
можно рассчитать на основе наблюдения за величи
ной растяжения бурильной трубы при измеренном
усилии натяжения. Длину свободной трубы можно
рассчитать по следующему уравнению:8
L = E e W
40,8 P
Где:
L = длина свободной трубы, футы,
e = растяжение, дюймы,
W = вес фута трубы, фунты,
P = величина разгружаемого напряжения,
фунты,
E = модуль упругости [30 (106)]
У различных эксплуатационных и обслуживаю
щих компаний, работающих в районах активного
бурения, имеются компьютерные программы для ре
шения этого уравнения. Большинство изготовителей
труб может решить уравнение графически для своей
собственной трубы. Местоположение точки или то
чек прихвата можно также определить специальны
ми канатными инструментами.
Объем раствора для освобождения от прихвата,
требуемый для обеспечения заполнения зоны при
хвата, будет зависеть от длины и размеров зоны. Глу
бина прихвата, рассчитанная по данным натяжения
и растяжения, не указывает на длину прихваченной
трубы. Следовательно, это значение нужно оценить.
Точные объемы затрубного пространства можно
рассчитать при наличии кавернограммы скважины.
Иначе это значение также необходимо оценивать.
При определении объема раствора для освобож
дения от прихвата, который нужно закачать в кон
кретной ситуации прихвата труб, рационально при
нимать, что успеху операции неизменно будет спо
собствовать больший объем.
Неутяжеленные растворы для освобождения
от прихвата
Неутяжеленные растворы для освобождения от
прихвата, как правило, используются для освобожде
ния прихваченной трубы только, если используемый
буровой раствор также является неутяжеленным, или
если некоторое снижение гидростатического напора
является допустимым. Поскольку неутяжеленный рас
твор для освобождения от прихвата является смесью
нефти и ПАВ, плотность раствора для освобождения
от прихвата будет меньше плотности буровых раство
ров на водной основе. Таким образом, следует ожи
дать, что после закачки неутяжеленного раствора для
освобождения от прихвата в нужное место произой
дет некоторая восходящая миграция. Что касается ме
тода закачки, то нагнетание следует остановить, когда
уровень раствора для освобождения от прихвата в бу
рильной трубе превысит уровень раствора для осво
бождения от прихвата в затрубном пространстве.
Если вытеснить из бурильной трубы весь раствор для
освобождения от прихвата, то более высокая плот
ность раствора в бурильной трубе заставит колонну
раствора для освобождения от прихвата подняться
вверх по затрубному пространству, пока давления не
выровняются.
ПОРЯДОК ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРА ДЛЯ
ОСВОБОЖДЕНИЯ ОТ ПРИХВАТА:
СМЕШАТЬ 150 ГАЛЛОНОВ SKOTFREE®
CО 100 БАРРЕЛЯМИ НЕФТИ
ИЛИ
СМЕШАТЬ 6 БОЧЕК E Z SPOTTM
CО 100 БАРРЕЛЯМИ НЕФТИ
Затем следует расходить трубу для улучшения про
никновения раствора для освобождения от прихвата
между трубой и пластом, в котором она прихвачена.
Более систематический подход к решению проблемы
надлежащей закачки растворов для освобождения от
прихвата приведен на Рис. 12.9
Утяжеленные растворы для освобождения от
прихвата
Чаще всего прихват изза перепада давления про
исходит при бурении глубоких скважин буровыми
растворами высокой плотности. Наиболее распро
страненный и проверенный метод освобождения
трубы, прихваченной изза перепада давления, вклю
чает закачку бурового раствора на углеводородной
основе надлежащего состава в затрубное пространст
во между коркой и УБТ с последующим расхаживани
ем трубы путем натяжения, вращения и посадки. Для
обеспечения нахождения раствора для освобождения
от прихвата в необходимом месте в течение любого
времени выдержки, которое может понадобиться,
плотность раствора для освобождения от прихвата
должна быть близкой к плотности бурового раствора.
Х. Д. Аутменс делает логичный и важный вывод, что
если труба прихвачена с долотом около забоя, то не
обходимо рассматривать только восходящую мигра
цию раствора для освобождения от прихвата. Чтобы
предотвратить это движение, плотность раствора для
освобождения от прихвата следует сделать несколько
выше плотности бурового раствора.7
E Z SPOT специально предназначен для обеспече
ния смазывающей способности, проникающей спо
собности (смачивание нефтью) и быстрого смешива
ния, которые необходимы растворам для освобожде
ния от прихвата. Рецептура и порядок смешивания
раствора для освобождения от прихвата E Z SPOT по
казаны в Таблице III.
1 3
Таблица III
Компоненты для смешивания 100 баррелей раствора для освобождения от прихвата E Z SPOT
Плотность, фунты/галлон 7,3 10 12 14 16 18
Нефть, барр. 65 58 54 49 51 44
E Z SPOT 6 6 6 6 6 6
Вода, барр. 28 26 22 21 11 10
BAROID, мешок 100 фунтов — 140 250 350 465 570
Начать с требуемого объема нефти, добавить E Z SPOT, воду и BAROID — именно в таком порядке.
Вопрос о том, сколько партий раствора для осво
бождения от прихвата применять, или сколько
должно пройти времени выдержки, перед тем как
прекратить и размыть (или уйти в сторону боковым
стволом), можно решить в общем плане с учетом
оценки затрат. Затраты на размыв по сравнению с
затратами на уход боковым стволом можно оценить
с достаточной точностью и приемлемой прогнози
руемостью исхода операции. Затраты на проведение
операции с использованием раствора для освобож
дения от прихвата можно оценить весьма точно,
если указать время выдержки, но прогнозирование
исхода связано с большой неопределенностью. Если
принять гипотетический случай, когда известно, что
труба прихвачена изза перепада давления, и если
также принять, что интервал прихвата заполнен рас
D
Вытеснить еще 100 баррелей (примечание:
в амбаре для хранения бурового
раствора потеряно 10 баррелей; поэтому
закачивается еще 90 баррелей)
Показание: давление:
в бурильной трубе = 0
в затрубном пространстве = 165 psi изб.
Длина колонны дизельного топлива =
165/0,1661 = 993 фута (верхняя граница
на уровне 7291 фут)
Поскольку необходимая глубина составляет
7300 футов, дизельное топливо закачано
правильно.
твором для освобождения от прихвата, то можно
сделать последующее допущение о том, что по мере
расхаживания трубы в течение достаточного време
ни труба должна освободиться даже, если может по
требоваться несколько дней. Однако, даже если оба
первичных допущения были бы верны, не может
быть гарантии, что в течение длительного времени
выдержки какаялибо другая часть необсаженной
скважины не прихватит еще больший отрезок бу
рильной трубы.
Обоснованные рекомендации по максимальному
времени выдержки и максимальному числу исполь
зуемых порций лучше всего получить путем консуль
таций со специалистами, осуществляющими буро
вые операции в локальном районе бурения.
Порядок доставки раствора для освобождения от прихвата в нужное место Рис. 12
Давл. в бурильной
трубе = 1185 psi
изб.
Давл. в затр.
простр. = 185 psi
изб.
Давл. в затр.
простр. = 100 psi
изб.
Давл. в затр.
простр. = 165 psi
изб.
7134 фута
1114 фута
602 фута
993 фута
ПОРЯДОК: (1) закачать дизельное топливо в бурильную трубу; (2) точно измерить давление в бурильной трубе и затрубном пространстве; (3) перемещать дизельное топливо порциями по
100 баррелей, циркулируя объемами колонны с флюидом; (4) закачать дизельное топливо в необходимый интервал.
A
ПРОБЛЕМА: закачать дизельное топливо на
глубину 7300 футов
Подход: закачать в бурильную трубу
100 баррелей дизельного топлива
Измерить давление: в бурильной трубе =
1185 psi изб.
В затрубном пространстве = 0
Колонна дизельного топлива =
Перепад давления/Перепад градиента =
1185/0,1661 = 7134 фута
Длина колонны бурового раствора =
10000 – 7134 = 2866 футов
B
Вытеснить порцию дизельного топлива
100 баррелей из бурильной трубы
Показание: давление:
в бурильной трубе = 0
в затрубном пространстве = 185 psi изб.
Длина колонны дизельного топлива =
185/0,1661 = 1114 фута (верхняя
граница на уровне 8886 футов)
Длина колонны бурового раствора =
10000 – 1114 = 8866 футов
C
Вытеснить еще 100 баррелей
Показание: давление:
в бурильной трубе = 0
в затрубном пространстве = 100 psi изб.
Длина колонны дизельного топлива =
100/0,1661 = 602 фута (верхняя граница
на уровне 8284 фута)
Длина колонны бурового раствора =
10000 – 602 = 9398 футов
1 4
Экологические соображения могут помешать ис
пользованию нефти в составе бурового раствора в
некоторых уязвимых районах. Нетоксичный и био
разлагающийся буровой раствор для освобождения
от прихвата можно получить, добавив TORQTRIM к
буровому раствору на водной основе (см. раздел
«Последние лабораторные исследования прихвата
за счет перепада давления в стволе скважины»). Дан
ные лабораторных исследований позволяют пред
положить, что этот подход может послужить альтер
нативой использования раствора для освобождения
от прихвата на углеводородной основе.
С С Ы Л К И
1. J. E. Warren, API Drilling and Production Practices
(1940) 3039.
2. H. A. Kendall and P. Norton, JPT, Jan. 1974, 2532.
3. W. E. Helmick and A. J. Longley, API Drilling and Pro
duction Practices (1957) 5560.
4. N. K. Tschirley and K. D. Tanner, OGJ, November 17,
1958, 165166.
TORQ!TRIM и E Z SPOT являются торговыми знаками Baroid
Division N L Industries, Inc. INVERMUL, SKOT FREE и BAROID
являются зарегистрированными торговыми знаками Baroid
Division N L Industries, Inc.
5. A. Park and J. L. Lummus, Oil in Canada, Nov. 22,
1962, 3440.
6. H. Schonhorn, Encyclopedia of Polymer Science
and Tech., 13, 53351.
7. H. D. Outmans, OG], July 15, 1974, 6568.
8. J. T. Hayward, API Drlg. and Prod. Practice, 16, 1935.
9. G. Grogan, OG], April 4, 1966, 185188.
ДЛЯ ЗАМЕТОК
 

Категория: Буровые растворы | Добавил: Joni | Теги: можно, БУРОВОГО, давления, трубы, труб, освобождения, ПРИХВАТ, труба, ПРИХВАТА, раствора
Просмотров: 530 | Загрузок: 29 | Рейтинг: 0.0/0
Похожие материалы
Всего комментариев: 0
avatar
Investigationes
CHARLES S. ANDREWS
3139 Brownton Road
Long Community, MS 38915



+7 986 9750184 102-Rus@mail.ru
Mirum
sample map