ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ МЕРЫ ПО БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ, АВАРИЯМИ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

CAUSES AND PREVENTIVE MEASURES TO COMBAT COMPLICATIONS, ACCIDENTS WHEN DRILLING DIRECTIONAL WELLS

Annaguly Deryayev

Cand. tech. Sciences, Senior Researcher, Research Institute natural gas SC "Turkmengaz", Turkmenistan, Ashgabat

Аннотация. в статье рассмотрены причины возникновения и профилактические меры по борьбе с осложнениями и авариями на примере наклонно-направленной поисково-разведочной скважины №204 на площади Северный Готурдепе. В работе детально расписаны причины их возникновения, профилактические меры борьбы с ними и их ликвидация. Данные рекомендации могут быть использованы для ведения буровых работ в глубоких скважинах на месторождениях со сложно горно-геологическими условиями.

Abstract. the article discusses the causes of occurrence and preventive measures to combat complications and accidents on the example of directional exploration well №204 on the Northern Goturdepe square. The paper describes in detail the causes of their occurrence, preventive measures to combat them and their elimination. These recommendations can be used for drilling operations in deep wells in fields with difficult mining and geological conditions.

Ключевые слова: прихват; толстая корка; циркуляция; отклонения от вертикали; твердая фаза; закупорка бурильного инструмента; нефтегазоводопроявление.

Keywords: tack; thick crust; circulation; deviations from the vertical; solid phase; blockage of drilling tools; oil and gas occurrence.

При бурении разведочной наклонно-направленной скважины №204 на месторождении Северный Готурдепе по проекту намечены следующие осложнения:

- 1170 м - 4320 по вертикали от перепада давления и нарушения технологического режима бурения заклинка бурильного инструмента;

- 2800 м - 4320 - нефтегазоводопроявление;

- 4320 м - до проектной глубины – при сальникообразованиях возможные затяжки и посадки бурильного инструмента.

Все эти признаки приводят к прихвату бурильного инструмента, а в дальнейшем к возникновению авариям. Рассмотрим причины и признаки, а также профилактические меры по предотвращению этих осложнений.

Причины и признаки дифференциального прихвата бурильных труб.

Условия прилипания бурильного инструмента в скважине следующие:

- гидростатическое давление в скважине превышает пластовое;

-пористый, проницаемый песчаник, известняк или доломит в месте прихвата бурильных труб. Комбинация разности давления и проницаемости пласта становится результатом водоотдачи в пласт и отложения корки на стенке скважины.

- образование толстой корки из нежелательной твердой фазы, которая в свою очередь увеличивает площадь контакта между стенкой скважины и бурильным инструментом. Толстая корка, образовавшаяся из нежелательной твердой фазы, имеет повышенный коэффициент трения по сравнению с бентонитовой коркой.

- водоотдача в пласт является механизмом, посредством, которого дифференциальное давление создает корку в пористой и проницаемой породе. Высокая водоотдача становится результатом быстрого отложения корки и увеличения площади контакта между трубой и стенкой скважины [1].

- так как почти все скважины имеют небольшое отклонение от вертикали, когда бурильный инструмент находится в статике в зоне пористого и проницаемого песчаника, обычно происходит прилипание бурильного инструмента к стенке скважины по ее конфигурации. Площадь контакта увеличивается, в то время как бурильный инструмент находится в неподвижном состоянии. Почти все прихваты, связанные с разностью давлений, происходят тогда, когда бурильный инструмент находится в статике.

- обычно в зоне прихвата имеется свободная циркуляция (без закупорки бурильного инструмента).

Профилактические меры по предотвращению прилипания бурильного инструмента.

Практически невозможно избежать всех причин, связанных с прилипанием бурильного инструмента, но соблюдение режимов бурения может свести к минимуму вероятность дифференциального прихвата. Эти режимы включают следующее:

1. Контроль разности давлений на самом низком уровне, с поддержанием минимально допустимой плотности бурового раствора. Большинство операторов поддерживает плотности выше пластового давления для обеспечения безопасности при бурении. Необходимо избегать такой практики, так как это дает разницу давлений, которая увеличивает вероятность дифференциального прихвата.
2. Уменьшение площади контакта бурильного инструмента, со стенкой скважины используя минимальную длину УБТ (утяжеленной бурильной трубы) необходимую для создания нагрузки на долото. Площадь контакта может быть также уменьшена, если использовать короткие УБТ, спиральные или квадратные УБТ, используя КЛС (калибратор) и сверху УБТ, чтобы компенсировать нагрузку на долото.
3. Уменьшение площади контакта между стенкой скважины и бурильным инструментом путем уменьшения толщины и пластичности корки. Толстая, мягкая корка увеличивает площадь контакта, уменьшая диаметр ствола и позволяя бурильному инструменту прилипать к корке. Толщина корки зависит от типа, размера и концентрации твердой фазы в буровом растворе. Правильно подобранная концентрация бентонита и полимеров и других добавок способствуют образованию тонкой и упругой корки.
4. Поддержание водоотдачи на самом низком уровне. Фильтрация должна контролироваться при условиях забойных температур и разности давлений ежедневно. Обработка бурового раствора должна основываться на результатах, полученных анализов.
5. Использование систем, которые совместимы с бурящимися породами. Буровой раствор, который химически не совместим с породой, образует размыв ствола и много других проблем, которые увеличивают вероятность дифференциального прихвата.
6. Поддержание оптимальной гидравлики для обеспечения хорошей очистки ствола от твердой фазы, уменьшение разрушения стенок ствола скважины и предоставления необходимой гидравлической мощности на долоте.
7. Контроль скорости проходки для предотвращения накопления твердой фазы, уменьшение разрушения стенок ствола скважины и предоставления необходимой гидравлической мощности на долоте.
8. Контроль скорости проходки для предотвращения накопления твердой фазы и увеличения плотности бурового раствора в затрубном пространстве. Это может повлиять на дифференциальное давление и отложение корки.
9. Не оставлять бурильный инструмент в статическом состоянии если на это нет никаких причин.
10. Всегда иметь зарекомендовавший себя в работе ясс в компоновке низа бурильного инструмента.

Для предотвращения прихватов бурильных (и обсадных) труб из-за образования сальников, осаждения шлама и утяжелителя необходимо вести бурение на стабилизированном структурированном буровом растворе, имеющем небольшой показатель фильтрации. Вязкость и статическое напряжение сдвига целесообразно поддерживать минимально возможным.

Прихваты и посадки бурильного инструмента, вызванные сужением ствола скважины и не связанные со свойствами бурового раствора, легко предупреждаются своевременной проработкой призабойной зоны новым долотом. Сужение ствола, вызванное набуханием глин, зависит от качества бурового раствора [2].

Для ликвидации прихвата необходимо в первую очередь расхаживать колонну с проворачиванием. Если при этом не удается ликвидировать прихват, применяют более сложные методы ликвидации: установку водяных, кислотных или нефтяных ванн в зависимости от характера прихвата; взрыв торпеды против зоны прихвата и другие способы.

Для предупреждения осложнений и аварий с бурильной колонной необходимо регулярно опрессовывать бурильные трубы через 300 часов работы. Величина давления опрессовки должна быть не ниже 25 МПа для всех размеров бурильного инструмента; при глубине бурения свыше 4000 метров величину давления опрессовки следует повысить 30 МПа.

Через каждые 400 часов работы утяжеленных бурильных труб необходимо вновь нарезать резьбовые соединения труб при бурении шарошечными долотами и через 600 часов – при бурении алмазными.

Ведущие трубы необходимо менять через 1200 часов работы при бурении скважин до глубины 3000 метров, через 1000 часов – до глубины 3500 метров и 800 часов – при глубине свыше 3500 метров. Значительное увеличение скорости восходящего потока вызывает турбулентное движение бурового раствора, что приводит к кавернообразованию [3].

Рекомендации по управлению скважиной при аварийной ситуации (выбросе).

- давление свабирования/поршневания    должны рассчитываться перед спуском/подъемом и такие операции должны осуществляться на безопасных скоростях. Начальник буровой и бурильщик должны контролировать расчетную скорость спуска/подъема бурильного инструмента.

- доливать скважину и внимательно контролировать объемы.

- при снижении скорости проходки промыть скважину перед возобновлением бурения. Замерять плотность бурового раствора на входе и выходе каждые 15 минут во время бурения и циркуляций.

Коррозия: причины и рекомендации.

Оборудование буровой установки и бурильные трубы могут быть защищены программой эффективного контроля от коррозии. Коррозия может контролироваться спуском коррозийных колец на бурильном инструменте. Использование реагентов, образующих пленку, таких как Congor 202 В, в комбинации с биоцидами приостановят большинство проблем, связанных с коррозией. Congor 202 В также может быть использован при освоении скважины.

Ингибиторы коррозии должны использоваться в следующих случаях:

• когда планируется оставить флюид (рассол, морскую воду или буровой раствор) в статическом состоянии в скважине.
• когда ожидается недостаточное количество циклов циркуляции, флюид может быть обработан до начала проведения операций.
• где ожидаются значительные поглощения или длительная циркуляция – обработать буровой раствор в конце проведения работ.
• ингибитор коррозии имеет тенденцию к образованию пены, если в емкости установлены хорошие мешалки. Поэтому необходимо иметь в наличии пеногаситель.