Бурение в сложных геологических условиях. Аварии, их предупреждение и ликвидация - МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ

Основные правила предупреждения прихватов при проектировании строительства скважин

Меры по предотвращению прихватов определяются прежде всего на стадии разработки проекта строительства скважины или группового технического проекта ряда скважин с однотипными проектными решениями. Устранение или минимальная возможность возникновения прихватоопасной ситуации в конкретных горно-геологических условиях решается по следующим направлениям.

Выбор конструкции скважины производится на основе выделения зон с несовместимыми условиями бурения и разобщения их спуском и цементированием обсадных колонн.

Определяются прихватоопасные интервалы и устанавливаются разновидности прихватов, которые могут возникнуть при, бурении их.

Выбирается вид промывочной жидкости, соответствующий горным породам геологического разреза. Современные требования к промывочной жидкости, способной предотвратить прихваты труб, включают необходимость быть инертной по отношению к породам в целях нерастворения их и неснижения прочности стенок скважины, обладать хорошей смазочной способностью и малым содержанием твердой фазы.

При расчете плотности бурового раствора для вскрытия нефтегазоводонасыщенных пластов, включенных в один интервал совместимых условий, выбирается пласт с максимальным градиентом пластового давления.  Выбор минимального превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым (репрессии) производится по рекомендации [3], приведенной в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Минимальная величина репрессии

 

 

Глубина скважины (интервала), м

Минимальное превышение давления столба раствора над пластовым (репрессия), МПА

для нефтеводонасыщенных пластов

для газоносных,

газоконденсатных пластов и пластов в неизученных разрезах

< 1000

1,0

1,5

1001 - 2500

1,5

2,0

2501 - 4500

2,0

2,25

> 4501

2,5

2,7

 

Величина суммарной репрессии определяется суммой минимальной репрессии clip_image008 и дополнительного давления clip_image010, учитывающего колебания давления при СПО. Дополнительное давление рассчитывается как произведение коэффициента А., определяющего колебания давления, и коэффициента аномальности пластового давления. Коэффициент А при диаметре скважины

< 215,9мм равен 5. а при диаметре скважины > 215,9 мм - 3.

Например, в интервале 2000 - 2500 м вскрывается нефтяной пласт с коэффициентом аномальности 1,20 долотом диаметром 190,5 мм.

Суммарная репрессия clip_image012 будет определена так:

clip_image014

3.1.5. Устойчивость горных пород, представленных глинами, аргиллитами. глинистыми сланцами и солями, склонными к обвалам м текучести, определяется выбором соответствующих параметров бурового раствора. в частности, плотности и фильтрации.

При определении плотности раствора из условия обеспечения устойчивости пород принимается допущение о том, что депрессия на стенки скважины должна быть на уровне 10 - 15 % эффективных (скелетных) напряжений, равных разнице между горным и пластовым (поровым) давлением [33]. Например, требуется рассчитать плотность бурового раствора для вскрытия пласта глин плотностью clip_image016 в интервале 3000 - 3200 м. Коэффициент аномальности поротого давления clip_image018 равен 1,30. Вскрытие пласта планируется с депрессией clip_image020 равной 10 % эффективных напряжений.

Определяем поровое давление на глубине 3200м:

clip_image022

Горное давление clip_image024 на этой глубине равно:

clip_image026

 

Определяем величину эффективного напряжения clip_image028:

clip_image030

Рассчитываем величину депрессии на стенки скважины при ее величине 10 % от значений clip_image031, она равна:

clip_image033

Плотность бурового раствора clip_image035 из условияустойчивости пород будет следующей:

clip_image037

Разработка режима промывки должна учитывать энергетические показатели работы гидравлического забойного двигателя, эффективность удаления шлама с забоя и установления такого режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве, который хорошо выполняет функции гидротранспорта шлам к устью скважины.

Выбирается рациональная конструкция бурильной колонны, подбираются компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для каждого участка профиля скважины.

Перед началом забуривания бурильные трубы опрессовываются на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза, но не менее чем на 30 МПа. Последующие опрессовки необходимо проводить через 800 часов механического бурения, а также перед проведением ответственных работ в скважине и после ликвидация сложных аварий, например, глушения открытых фонтанов и ликвидации прихватов колонны.

Разрабатывается график строительства скважины и материально-технического обеспечения буровой для предотвращения перерывов в процессе бурения.

Для скважин, время строительства которых превышает 1 месяц, должна быть составлена "Профилактическая карта по безаварийному ведению работ", в которой указывается перечень всех мероприятий по предотвращению аварий, включая и прихваты труб, плановый и фактический срок их
выполнения [I].