Дифференциальный прихват

Прихват дифференциального давления встречается только в зоне проницаемой формации, такой как, например, песок. Причиной прихвата может служить одна из следующих возможных причин.

1. Прихват колонны случается когда ее часть входит в контакт со стенкой ствола и прижимается к фильтрационной корке. На контактирующую часть поверхности колонны с фильтрационной коркой давит гидростатическое давление столба бурового раствора.

2. Разница давления столба бурового раствора и давлением в формации действует на площадь колонны, находящейся в контакте с фильтрационной коркой стенки ствола скважины и эта сила удерживает колонну около этого места.

Затяжка, вызванная прихватом дифференциального давления, может быть вычислена перемножением дифференциального давления, площади контакта и фактора трения следующим образом :

затяжка = (давление столба – давление в формации) х площадь контакта х фактор трения,

где
затяжка (фнт)
давление раствора (psi)<
давление в формации (psi)
площадь контакта (кв. дюйм)
фактор трения (безразмерная величина)

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ ПРИХВАТ

Дифференциальный прихват

 

Рисунок 1

ОБРАЗОВАНИЕ ПЕРЕМЫЧКИ В ТЕЧЕНИЕ ВРЕМЕНИ

Дифференциальный прихват

Рисунок 2

Пример : Рассмотрим разрез ствола на участке 2.2 -6, где мы имели дифференциальное давление 6 ppg в песчанике на глубине 7000 фт.

(Давление столба раствора – давление в формации) = 0.52 х 7000 х 6 = 2184 psi.

Предположим, мы имеем контакт буровой трубы по всей окружности с песком, толщина которого равна 10 футов на длине 3 дюйма. Это дает площадь контакта в 360 кв. дюймов.

Опыт показывает, что величина фактора трения находится в пределах от 0.15 до 0.50. Для этого примеpа мы возьмем 0.15. Затяжка = 2184 psi x 360 in2 x 0.15 => 117,936.00 lbs = > 118 Klbs

Дополнительная затяжка в 118 Кфнт. легко может быть интерпретирована как увеличение фрикционных сил в стволе скважины и означает разницу между нормальным состоянием и зажатием колонны вследствие возросших фрикционных сил.

* В действительности, для того, чтобы быть точными, нам следовало бы использовать проекцию площади контакта на горизонтальную плоскость. Однако, это труднее для визуализации и здесь, для простоты, мы этого не делаем.

3. Толщина фильтрационной корки : Чем толще фильтрационная корка, тем больше площадь контакта с бурильными трубами и сильнее результирующая сила дифференциального прихвата. Ниже приводится иллюстрация к образованию фильтрационной корки.

Образование фильтрационной корки

Дифференциальный прихват

Дифференциальный прихват

Дифференциальный прихват

 

Для того, чтобы фильтрационная корка могла образоваться, необходимо, чтобы гидростатическое давление столба раствора было больше давления в формации и формация должна быть проницаемой.

По мере миграции фильтрата в проницаемую формацию, стенки ствола действуют подобно экрану и препятствуют прохождению твердых частиц раствора. Эти твердые частицы скапливаются и образуют фильтрационную корку.

Утолщение фильтрационной корки приводит к образованию барьера, который уменьшает величину протекающего в формацию фильтрата. По мере уменьшения потерь фильтрата, образование фильтрационной корки замедляется и самопроизвольно прекращается.

Рисунок 3

Для образования фильтрационной корки необходимо, чтобы давление раствора было больше, чем давление в формации и, чтобы формация была проницаема. Фильтрационная корка образуется в течение определенного периода времени. Во время бурения формации долотом, жидкая фаза раствора, захватывая фильтрат начинает просачиваться в породу.

Стенки ствола скважины действуют подобно фильтру, задерживая твердые частицы, которые находятся в растворе. Со временем, твердая фаза накапливается, образуя фильтрационную корку. Фильтрационная корка действует как барьер для дальнейшей миграции фильтрата в формацию. В некоторый момент времени фильтрационная корка становится достаточно толстой и полностью изолирует формацию от дальнейшего протекания фильтрата в породу. С этого момента фильтрационная корка перестает расти, т. к. фильтрат больше не проникает в формацию.

На рост фильтрационной корки и ее конечную толщину влияет множество факторов.

а) большее дифференциальное давление ускорит рост фильтрационной корки. Конечная фильтрационная корка будет толще, т. к. в этом случае необходимо сильнее противостоять более высокому давлению раствора.

b) При возрастании концентрации твердых осколков бурения в растворе, фильтрационная корка становится более пористой и проницаемой. Это ускоряет ее рост и увеличивает ее конечную толщину. Идеальной может считаться тонкая, твердая фильтрационная корка, образовавшаяся только из твердой фазы бурового раствора.

с) Чем меньше потеря воды или фильтрата из бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

В случае бурения песчаника при высоком давлении раствора, дифференциальное давление может быть достаточно большим для образования мощной фильтрационной корки и прихвата КНБК во время бурения. Пример 1 в конце этой главы иллюстрирует это. Наилучшим вариантом в этом случае может быть точное определение порового давления и снижение по возможности веса бурового раствора или установка обсадной колонны.

4. Если труба остается в неподвижном состоянии в течение длительного периода времени и при этом контактирует с песком, то ситуация становится еще более плохой. Фильтрационная корка стремится опоясать трубу и, таким образом, увеличить площадь контакта. Теперь площадь контакта возрастает и увеличивается фактор трения т. к. появляется зона фильтрационной корки не контактирующая напрямую с буровым раствором. В результате, требуется гораздо большая затяжка для освобождения колонны.

5. При бурении может образовываться эрозия фильтрационной корки, связанная с воздействием некоторых частей колонны на некоторые участки ствола. Однако, это влияет лишь на небольшой участок ствола скважины. При спускоподъемных операциях так же может быть поврежден какой – то участок фильтрационной корки. Наилучшим способом борьбы с коркой является такой, при котором большая часть корки удаляется из скважины.

Влияние осколков породы на толщину фильтрационной корки

ВЫСОКАЯ

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

давление раствора

Дифференциальный прихват

поровое давление

при высокой концентрации мелких осколков породы фильтрационная корка получается толстой

твердая фаза раствора

Дифференциальный прихват

осколки породы

НИЗКАЯ

КОНЦЕНТРАЦИЯ ТВЕРДЫХ ОСКОЛКОВ ПОРОДЫ

давление раствора

Дифференциальный прихват

поровое давление

при малой концентрации осколков породы, фильтрационная корка получается тонкой и это уменьшает вероятность дифференциального прихвата

 

Рисунок 4

Эррозия фильтрационной корки

Эрозия от бурильной трубы

Дифференциальный прихват

При бурении, одна сторона бурильной колонны давит на одну сторону ствола. вращение трубы приводит к истиранию части фильтрационной корки.

Эрозия от вайпера

Дифференциальный прихват

При спускоподъемных операциях вайпера, стабилизаторы и долото разрушают большую часть фильтрационной корки проходя через нее.

Калибровка ствола

Дифференциальный прихват

Калибровка ствола – наилучший метод удаления фильтрационной корки, но, требует очень много времени

Рисунок 5

Настораживающие признаки :

· Проницаемые формации в открытом стволе.

· Толстая фильтрационная корка (большая потеря воды /высокая концентрация твердой фазы / большое дифференциальное давление).

· Большое дифференциальное давление в районе проникаемой формации.

· Высокое значение крутящего момента / затяжки после того как колонна оставалась неподвижной.

· Чем дольше соединение, тем больше затяжка (развивается фильтрационная корка).

· Скважина достигла района истощенного резервуара.

Иидентификация прихвата :

· Перед прихватом колонна находилась в неподвижном состоянии.

· Возможна полная циркуляция, но изменения прокачки ничего не меняет.

· КНБК проходит толстый слой проникаемой формации.

· Избыток давления в районе КНБК.

· Силы прихвата становятся больше со временем. превентивные действия

Планирование :

а) Идентификация любой проникаемой формации, способной привести к возникновению дифференциального прихвата.

b) Оценка давления проникаемой формации с использованием данных с близкорасположеных скважин, доступных RFT, DST или текущих значений параметров со своей скважины.

с) При высокой вероятности возникновения дифференциального прихвата, подумайте об изменении компоновки колонны или об изменении плана обсадки.

d) Запланируйте заблаговременное использование смазывающих веществ. Такого рода жидкость должна быть в месте возникновения дифференциального прихвата. Исследования показывают, что смазывающие жидкости должны быть на месте возникновения прихвата в течение 4 часов, иначе вероятность освободить колонну становится менее 10%.

е) Необходимо иметь на буровой оборудование высококачественной очистки бурового раствора для контролирования концентрации твердых частиц.

f) Применяйте наименьшие наружние диаметры бурильных труб для того, чтобы свести к минимуму площадь контакта с фильтрационной коркой.

НО : Уменьшая наружный диаметр бурильных труб, необходимо помнить о затрубных скоростях и очистке забоя.

Мероприятия на буровой.

а) Поддерживайте вес бурового раствора на минимально безопасном уровне. Как можно точно соблюдайте правило : давление необходимо поддерживать таким, чтобы дифференциальное давление было равно 200 psi. Это поможет держать минимальное давление в районе высокой проницаемости. Когда возникнут проблемы с сопротивлением при спускоподъемных операциях, снижайте вес бурового раствора небольшими “ шагами “

(0,3 ppg) и проследите за развитием улучшения положения с затяжкой. Внимательно следите за проявлением признаков выброса при уменьшении веса раствора.

b) Следите за дифференциальным давлением при прохождении проницаемых формаций настолько аккуратно, насколько это возможно. Это лучше делать путем вычерчивания профиля давления для открытой скважины.

с) Поддерживайте прочный, тонкий слой фильтрационной корки и следите за тем, чтобы содержание солей в растворе было минимальным.

d) Используйте бурильные трубы с винтовыми поверхностями и сводите к минимуму нестабилизированные секции КНБК.

е) Если нет проблем с трением колонны о стенки скважины, то подумайте о применении некалиброванных стабилизаторов и остерегайтесь пользоваться ими.

f) Старайтесь все время поддерживать колонну в движении. Предпочтительным является возвратнопоступательное движение, поскольку при этом возможно измерять затяжку. При невозможности осуществления такого движения – вращайте колонну. Это лучше, чем оставлять ее неподвижной.

g) Длину КНБК старайтесь сделать как можно короче. Пользуйтесь утяжеленными бурильными трубами вместо применения длинной секции нестабилизированных труб.

h) Избегайте исследование скважины методами, требующими неподвижного положения колонны в течение длительного периода времени. (применяйте MWD).

I) Частые спускоподъемные операции вайпера через проницаемые зоны соскабливают фильтрационную корку и могут помешать сделаться ей слишком толстой.

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: