Определение осложнений и аварии. Их место в балансе календарного времени.

Определение осложнений и аварии. Их место в балансе календарного времени.

1.Время цикла строительства скважин включает следующие затраты времени:

Тц=Тп+Тм+Тпб+Тбк+Тп+Тд (1), где Тп - время подготовительных работ к вышкостроению, Тм - время вышкомонтажных работ, Тпб - время на подготовку к бурению, Тбк - время бурения и крепления скважины, Ти - время на испытание скважины, Тд – время на демонтаж бурового оборудования.

Коммерческая скорость бурения вычисляется по формуле:

Vк=720Н/ Тбк (2), где Н – проходка, м, Тбк – время реализации этой проходки, ч, Vк – м/ст. мес. (станкомесяц).

Затраты на борьбу с осложнениями и авариями входят составной частью во время бурения и крепления. В свою очередь Тбк состоит из двух частей:

Тбк=Тпроизв.+Тнепроизв. (3) – из производительных и непроизводительных затрат времени.

Тпроизв.=Tм+Тспо+Ткр+Тр+Тпвр+Тос (4), где Тм - время работы долота на забое (время на механическое бурение - проходку), Ткр – на крепление скважины (спуск ОК и цементирование), Тр - время на ремонтные работы (профилактика оборудования, устрание неисправностей), Тпвр - время на подготовительно-вспомогательные работы, Тос – время на ликвидацию осложнений по геологическим причинам.

Тнепроизв.=Та+Тб+Тп (5), где Та – время на ликвидацию аварий, Тб – время на ликвидацию брака (устранение кривизны, негерметичности), Тпр - время простоев по организационным причинам.

Таким образом, время на ликвидацию осложнений входит в производственные затраты времени, а время на ликвидацию аварий в непроизводственные. Все данные по затратам календарного времени можно найти в квартальных и годовых отчетах предприятия под названием «О технико-производственных показателях в глубоком разведочном и эксплуатационном бурении скважин на нефть и газ» 32.ТП-ЦСУ.

Осложнение – нарушение непрерывного технологического процесса строительства скважины при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ. При этом получается, что допустимы перерывы строительства по причине незнания горно-геологических условий, – не включенных в проект.

Авария - нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины из-за несоблюдении правил ведения буровых работ и (или) технического проекта. Таким образом, авария, по существу, происходит по вине исполнителя буровых работ.

Оплата = тарифная ставка + премия за выполнение плана + прогрессивная премия за перевыполнение плана. При авариях премия не выплачивается.

Поглощения. Причины их возникновения.

Поглощения буровых или тампонажных растворов - вид осложнений, который проявляется уходом жидкости из скважины в пласт горных пород. В отличии от фильтрации, поглощения характерны тем что в ГП поступают все фазы жидкости. А при фильтрации лишь некоторые. На практике поглощения также определяют как суточный уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающим естественную убыль за счет фильтрации и со шламом. Для каждого района принята своя норма. Обычно допускается несколько м³ в сутки. Поглощения – наиболее распространенный вид осложнений, особенно в районах Урало-Поволжья восточной и юго-восточной Сибири. Поглощения встречаются в разрезах, в которых имеются обычно трещиноватые ГП, расположены наибольшие деформации пород и их размыв обусловлены тектоническими процессами. Например в Татарии на борьбу с поглощениями ежегодно тратят 14% календарного времени, что превышает затраты времени на мех. бурения. В результате поглощений ухудшаются условия проводки скважины:

1.Увеличивается прихватоопасность инструмента, т.к. резко снижается скорость восходящего потока промывочной жидкости выше зоны поглощения, если при этом крупные частицы шлама не уходят в пласт, то он скапливаются в стволе, вызывая затяжки и прихват инструмента. Особенно увеличивается вероятность прихвата инструмента оседающим шламом после остановки насосов (циркуляции).

2. Усиливаются осыпи обвалы в неустойчивых породах. Могут возникать ГНВП из имеющихся в разрезе флюидосодержащих горизонтов. Причина – снижение давления столба жидкости. При наличии двух или более одновременно вскрытых пластов с различными коэф. Ка и Кп между ними могут возникать перетоки, затрудняющие изоляционные работы и последующие цементирование скважины.

Теряется много времени и материальных средств (инертных наполнителей, тампонажных материалов) на изоляцию, простои и аварии, вызывающие поглощениями.

Причины возникновения поглощений.

Качественную роль фактора, определяющих величину ухода раствора в зону поглощений можно проследить, рассматривая течения вязкой жидкости в круговом пористом пласте или круговой щели. Формулу для расчета расхода поглощаемой жидкости в пористом круговом пласте получим, решив систему уравнений:

1.Уравнение движения (В форме Дарси)

V=K/M*(dP/dr): (1) где V, P, r, M- соответственно скорость течения, текущее давление, радиус пласта, вязкость.

2. Уравнение сохранения массы (неразрывность)

V=Q/F (2) где Q, F=2πrh, h – соответственно расход поглощения жидкости, переменная по радиусу площадь, толщина зоны поглощения.

3. Уравнение состояния

ρ=const (3) решая эту систему уравнений: 2 и 3 в 1 получим:

Q=(K/M)*2πrH (dP/dr)

Q= (2πHK(Pс-Pпл))/Mln (rk/rc) (4) формула Дюпии

Аналогичную формулу(4) Буссенеско можно получить и для m круговых трещин (щелей) одинаково раскрытых и равно отстоящих друг от друга.

Q= [(πδ³(Pс-Pпл))/6Mln (rk/rc) ] *m (5)

δ- раскрытие (высота) щели;

m- число трещин (щелей);

M- эффективная вязкость.

Ясно, что для уменьшения расхода поглощаемой жидкости по формуле (4) и (5) надо увеличивать параметры в знаменатели и уменьшать их в числителе.

Согласно (4) и (5)

Q=£(H(или m), Pпл, rk, Pc, rc, M, K, (илиδ)) (6)

Параметры, входящие в функцию (6) по происхождению на момент вскрытия зоны поглощения можно условно разделить на 3 группы.

1.группа – геологические параметры;

2.группа – технологические параметры;

3.группа – смешенные.

Это деление условное, поскольку в ходе эксплуатации, т.е. технологического воздействия (отбор жидкости, заводнения и т.д.) на залежь изменяется также Pпл, rk

Поглощения в породах с открытыми естественными трещинами.

Поглощения в породах с открытыми естественными трещинами.

В ГП с открытыми трещинами (порами) поглощение начнется тогда, когда давление в скважине Рс, станет больше Рпл т.е. Рс>Рпл

Рс>Рпл Рс-Рпл >0

Таким образом при любой репрессии (диф. давлении) ΔР= Рс-Рпл >0

Начнется поглощение в пласт. Его не будет только при равновесии давлений в системе скважина – пласт. При ламинарном течении жидкости по круговым щелям будет поглощения

Q= [(πδ³(Pс-Pпл))/6µln (rk/rc) ] *m (1) ([6µln (Rk/Rc) ] *m) →А

или Q=A (Рс-Рпл)=A*ΔР (2)

Где А – коэф., называемый интенсивностью поглощения, или приемистостью.

Значения m и δ в этой формуле на практике не затруднительно.

Принципы выбора мероприятий для предупреждений и ликвидации этих поглощений.

Программа борьбы с поглощениями.

При борьбе с поглощениями в процессе бурения выполняется следующий комплекс работ:

Производится исследование поглощающих пластов в целях определения их параметров (в первую очередь коэф.А). Предупреждение поглощений в процессе вскрытия зоны поглощения путем:

А) ограничения репрессии на зону

В)добавление в промывочную жидкость закупоривающих материалов (наполнителей).

Ликвидация поглощений с помощью тампонажных смесей, наполнителей и перекрывающих устройств.

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.

Требования к БПЖ для бурения горизонтальных и пологонаклонных стволов скважин.

При бурении горизонтальных скважин промывочная жидкость должна выполнять те же функции как и при бурении вертикальных скважин. Однако в горизонтальных скважинах необходимо уделять таким свойствам: 1) обеспечивать полный вынос шлама; 2) уменьшает силы трения между б.к. и стенкой скважины; 3) обеспечивать устойчивость стенок; 4) способствовать min загрязнению п.п. при бурении горизонтального участка. Наиболее полный вынос шлама происходит из горизонтального участка при турбулентном режиме течения ж-ти. Из вертикально и слабо – наклонного (зенитн. угол до 30⁰) при ламинарном режиме п.ж. с повышенным дин. напр. сдвига. На участках с зенит. углом от 35 до 60 режим течения мало влияет на вынос шлама.

Способность п.ж загрязнять п.п. при бурении горизонтального участка зависит от характера проницаемости коллектора. Выделяют 2 типа проницаемости: трещинную и матричную. Первая характерна для коллекторов сложенная карбонатными породами и трещиноватыми сланцами. Второй тип проницаемости характерен для песчаников. Ухудшение трещинной проницаемости в карбонатных породах обусловлено отложением в трещинах фильтрационной корки из частиц твердой фазы присутствующей в п.ж. Для уменьшения отрицательного влияния п.ж. на трещинную проницаемость карбонатных пород рекомендуется в качестве п.ж использовать воду, полимерные соленасыщенные растворы с фракционированной твердой солью в качестве твердой фазы и п.ж с очень малым содержанием твердой фазы. При ухудшение проницаемости трещиноватых сланцев, при использовании п.ж на водной основе обусловлено проникновением водной фазы в трещины гидратацией, набуханием гл. породы на стенках трещин, уменьшением сечений трещин или полным их смыканием. Чтобы свести к min отрицательному влиянию на проницаемость трещиноватых глинистых сланцев в качестве п.ж при бурении горизонтального участка в п.п рекомендуется использовать п.ж на неводной основе или растворы на в.о. с ингибирующими добавками уменьшающими гидратацию, набухание гл.пород. При бурении горизонтального участка с матричной проницаемостью основной стратегией в деле предотвращения засорение коллектора явл-ся предотвращение проникновения пж в поровое пространство. ПЖ должна иметь в составе тв. ф. свободообразующие частицы. Такие частицы застревают на входе в поры в стенках скважин и не дают проникать другим тв. ч. в поровые каналы. Такими тв. материалами могут быть тв. соль или частицы карбоната Са растворимые в соляной кислоте. Так как фильтрат п.ж проникает в п.п. он должен содержать компоненты ингибирующие гидратацию, набухание частиц гл. минералов находящихся в поровых каналах п.п.

При выборе ПЖ, основными критериями являются:

- сохранение устойчивости ствола скважины;

- предупреждение прихватов;

- обеспечение качественной очистки ствола скважины от шлама;

- обеспечение надлежащих смазочных свойств БР;

- предупреждение ГРП и поглощений;

- предупреждение загрязнения ПП.

Выбор типа и требования к качеству БР для решения указанных проблем определяется следующими геолого-техническими данными:

- наличие потенциально неустойчивых глинистых отложений;

- величиной Pпл(пор), от которой зависит возможная и допустимая репрессия на пласты, а => и плотность раствора;

- коллекторские свойства ПП: тип коллектора; пористость; проницаемость; глинистость; прочностные характеристики и минерализация пластовой воды.

- забойной температурой;

- конструкцией скважин, определяющей длительность бурения под каждую колонну, т.е. время нахождения ствола в необсаженом состоянии и длительность воздействия БР на ПП;

- угол отклонения ствола от вертикали

требования к реологическим свойствам для обеспечения хорошей очистки ствола.

Определение осложнений и аварии. Их место в балансе календарного времени.

1.Время цикла строительства скважин включает следующие затраты времени:

Тц=Тп+Тм+Тпб+Тбк+Тп+Тд (1), где Тп - время подготовительных работ к вышкостроению, Тм - время вышкомонтажных работ, Тпб - время на подготовку к бурению, Тбк - время бурения и крепления скважины, Ти - время на испытание скважины, Тд – время на демонтаж бурового оборудования.

Коммерческая скорость бурения вычисляется по формуле:

Vк=720Н/ Тбк (2), где Н – проходка, м, Тбк – время реализации этой проходки, ч, Vк – м/ст. мес. (станкомесяц).

Затраты на борьбу с осложнениями и авариями входят составной частью во время бурения и крепления. В свою очередь Тбк состоит из двух частей:

Тбк=Тпроизв.+Тнепроизв. (3) – из производительных и непроизводительных затрат времени.

Тпроизв.=Tм+Тспо+Ткр+Тр+Тпвр+Тос (4), где Тм - время работы долота на забое (время на механическое бурение - проходку), Ткр – на крепление скважины (спуск ОК и цементирование), Тр - время на ремонтные работы (профилактика оборудования, устрание неисправностей), Тпвр - время на подготовительно-вспомогательные работы, Тос – время на ликвидацию осложнений по геологическим причинам.

Тнепроизв.=Та+Тб+Тп (5), где Та – время на ликвидацию аварий, Тб – время на ликвидацию брака (устранение кривизны, негерметичности), Тпр - время простоев по организационным причинам.

Таким образом, время на ликвидацию осложнений входит в производственные затраты времени, а время на ликвидацию аварий в непроизводственные. Все данные по затратам календарного времени можно найти в квартальных и годовых отчетах предприятия под названием «О технико-производственных показателях в глубоком разведочном и эксплуатационном бурении скважин на нефть и газ» 32.ТП-ЦСУ.

Осложнение – нарушение непрерывного технологического процесса строительства скважины при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ. При этом получается, что допустимы перерывы строительства по причине незнания горно-геологических условий, – не включенных в проект.

Авария - нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины из-за несоблюдении правил ведения буровых работ и (или) технического проекта. Таким образом, авария, по существу, происходит по вине исполнителя буровых работ.

Оплата = тарифная ставка + премия за выполнение плана + прогрессивная премия за перевыполнение плана. При авариях премия не выплачивается.