3) Интервал 250 - 1300 м (поглощения, прихваты и кавернообразования в интервале бурения солей).
В случае поглощения приготовить вязкую пачку в объеме 10м3, закачать на забой, поднять инструмент в безопасную зону и выдержать тех. отстой в течение 30 минут. Затем восстановить циркуляцию, встать на забой и продолжить бурение через одну рабочую емкость, циркуляцию пустить минуя системы очистки, в случае ликвидации поглощения произвести бурение до интервала 1000 метров и перевести скважину на минерализованный крахмальный буровой раствор.
Порядок приготовления вязкой пачки:
- очистить блок БПР и рабочие емкости от шлама и грязи;
- в блок БПР набрать пресную техническую воду;
- через гидроворонку ввести кальцинированную соду для удаления ионов Са2+ из расчета 3кг/м3;
- при интенсивном перемешивании через гидроворонку ввести в воду бентонит из расчета 210 кг/м3;
- дообработать исходный буровой раствор полимером DRB 9 через гидроворонку в количестве 0,01% на 1м3 на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить мраморную крошку 20-25 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.
В случае увеличения поглощения или отрицательном результате операцию по закачке вязкой пачки повторить, при отрицательном результате произвести подъем инструмента и продолжить бурение роторной КНБК с ограниченной подачей насоса до полного вскрытия зоны поглощения с последующей изоляцией зоны поглощения цементным мостом.
После разбуривания цементного моста и дальнейшем углублении ствола скважины, при отсутствии поглощения, бурение продолжить на минерализованном крахмальном растворе. При отрицательном результате операцию по ликвидации поглощения повторить.
Данный интервал содержит пропластки солевых отложений, которые могут привести к прихвату и образованию каверн и уступов, в случае, когда параметры бурового раствора не соответствуют регламенту. Во избежания образования каверн в результате размыва солей фильтратом бурового раствора, необходимо поддерживать необходимую концентрацию содержания соли (NaCl) в буровом растворе.
Рекомендуемый тип раствора, для бурение под промежуточную колонну - соленасыщенный по NaCL - соленасыщенный полимерный раствор для предотвращения растворения солевых отложений, а также возможно применение инвертных эмульсионных буровых растворов.
Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов производить:
- при нормальных условиях бурения через один час;
- в осложненных условиях через 30 минут.
Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и неосложненных условиях через каждые 2-3 часа, пои выравнивании раствора через 0,5 - 1 час.
4) Интервал 1300-2360 м (прихваты, газопроявления, поглощения).
Задача в данном интервале состоит в том, чтобы исключить образование каверн и предупредить разупрочнение горных пород, снизить риск дифференциальных прихватов, выдержать осмотическое равновесие скважина-буровой раствор.
Данный интервал содержит пропластки солей достигающих большой мощности (100 м и более).
При бурении данного интервала происходит растворение соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины.
Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения -- бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.
Рекомендуемый тип раствора, для бурение под промежуточную колонну - соленасыщенный. NaCL - соленасыщенный полимерный раствор для предотвращения растворения солевых отложений Бельской и Усольской свиты, и кавернообразования, как следствия растворения и размыва солевых пластов. В состав раствора входит биополимер DUO-VIS NS на основе ксантановой смолы.
После получения необходимого объема бурового раствора, выровнять раствор по циклу, ввести в раствор смазочную добавку MR-Slide из расчета 5-7 л/м3 и пеногаситель ПЭС-1 из расчета 0,5 л/м3.
В процессе бурения для поддержания параметров бурового раствора необходимо осуществлять его обработку свежими пачками бурового раствора. При повышенной водоотдачи обработать раствор Оснопак LV из расчета 2-3 кг/м3. При снижении вязкости и повышении водоотдачи обработать раствор Оснопак HV из расчета 0,5-1 кг/м3.
5) Интервал 2360 - 2728 м (нефте-, газо-, водопроявления, поглощения).
Задача в данном интервале состоит в том, чтобы снизить риск возникновения газоводопроявлений и дифференциальных прихватов, снизить риск загрязнения продуктивных горизонтов, качественной очистки ствола скважины, сохранения осмотического равновесия скважина-пласт.
Для бурения данного интервала во избежание проблем, рекомендуется биополимерный раствор. В качестве структурообразователя и контроля реологических характеристик бурового раствора используется "Гаммаксан" (биополимер). Контроль фильтрационных свойств раствора проводится вводом: Оснопак LV (Оснопак НV).
Специально подобранный гранулометрический состав из разнофракционной мраморной крошки совместно с понизителем водоотдачи позволяет формировать малопроницаемую и тонкую фильтрационную корку, снижая зону проникновения твёрдых частиц и фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта.
Основные мероприятия по предупреждению ГНВП:
1) установка противовыбросового оборудования (ПВО);
2) проверка работоспособности ПВО раз в сутки;
3) установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);
4) установка в КНБК клапана - отсекателя, а под ведущей трубой ? шарового крана;
5) проведение учебной тревоги раз в месяц;
6) обеспечение на скважине запаса жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее двух объемов скважины;
7) осуществление контроля над циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);
8) доведение плотности раствора, при ее снижении, до плотности, указанной в ГТН;
9) выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;
10) снижение скорости спускоподъемных операций;
11) долив скважины при подъеме инструмента (если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть);
12) спуск инструмента на максимально возможную глубину при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте;
13) поднятие колонны бурильных труб до башмака обсадной ко-лонны при вынужденных остановках, опускание колонны бурильных труб до забоя для промывки скважины раз в сутки;
14) принятие мер по дегазации БР, если объемное содержание газа в нем превышает 5 %;
15) запрет оставления устья скважины незагерметизированным при перерывах в работе, независимо от их продолжительности;
16) герметизация устья скважины при обнаружении признаков га-зонефтеводопроявлений; бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
При соблюдении данных требований и правил существенно уменьшается вероятность газонефтеводопрявлений при бурении ствола скважины, в результате уменьшится время на бурение скважины.
4. Бурение на равновесии
4.1 Роль дифференциального давления в повышении эффективности бурения скважин
Длительный опыт проводки скважин показал, что некоторые эффекты, сопровождающие осложнения, могут полезно использоваться в технологии бурения.
Многочисленными данными подтвержден, например, факт резкого увеличения механической скорости проходки при вхождении долота в зоны АВПД. Наблюдается увеличение скорости проходки при снижении плотности и вязкости бурового раствора даже при его разбавлении пластовыми флюидами.
Упомянутые эффекты обусловлены, в первую очередь, уменьшением разности давлений между скважиной и разбуриваемыми горными породами.
Лучше всего показатели работы долота (механическая скорость проходки и проходка на долото) коррелируются с дифференциальным давлением на забое (с разностью между давлением со стороны скважины на забой и внутрипоровым -- пластовым давлением). Чем меньше эта разность, тем эффективнее разрушается порода долотом. Очевидно, дифференциальное давление на забое является комплексным гидродинамическим показателем, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое скважины.
Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора -- очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции -- гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.
Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва стенок скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.
С увеличением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают также отрицательные эффекты: растет дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве, интенсифицируется размыв стенок скважины, увеличиваются энергозатраты.
При этом потери давления в кольцевом пространстве скважины могут изменяться на единицы и даже десятки атмосфер. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового раствора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, когда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по значению, что характерно для современной технологии бурения скважин.
Комплексные исследования, выполненные по шести скважинам штата Луизиана, показали, что роль дифференциального давления на забое в процессе проходки скважины весьма заметна особенно вблизи баланса гидродинамического и порового давлений. В подвергнутых исследованиям скважинах бурение велось в интервале 2500 --4500 м, гидростатическое давление на забое составляло 35,0-- 100,0 МПа, пластовое давление изменялось от 27,5 до 93,0 МПа. В процессе бурения соотношение между пластовым и гидродинамическим давлениями у забоя было таковым, что дифференциальное давление на забое изменялось от положительного (+10 МПа) до отрицательного ( -- 6,5 МПа) значения.
Для точных определений значения дифференциального давления на забое использовали прямые измерения давлений в скважинах и геофизические методы оценки внутрипоровых давлений.
Для того чтобы данные были сопоставимыми, при определении механической скорости проходки вводились поправки на износ зубьев долота, а также на некоторое несоответствие осевых нагрузок на долота и их скоростей вращения. Результаты обработки представлены графическими зависимостями механической скорости проходки от дифференциального давления на забое.
В результате установлено, что изменение дифференциального давления на забое значительно влияет на механическую скорость проходки. Во всех анализируемых скважинах увеличение дифференциального давления от 0 до 7,0 МПа сопровождалось уменьшением механической скорости проходки на 24 -- 73 %. Причем вид этой зависимости может быть как прямолинейный, так и криволинейный (см. рис. 4.1.1).
Выявлено также, что степень влияния дифференциального давления на механическую скорость проходки зависит от такого режимного параметра, как осевая нагрузка на долото: с увеличением осевой нагрузки на долото зависимость механической скорости проходки от дифференциального давления становится более существенной. Причем при отрицательном дифференциальном давлении, т.е. когда пластовое давление превышает гидродинамическое давление циркулирующего бурового раствора на забой скважины, скорость проходки продолжает увеличиваться, часто с возрастающим темпом (табл. 4.1.1).