Подготовка к спо

После того как СПО спланированы, первый шаг состоит в том, чтобы проработать ствол и произвести промывку до выравнивания свойств бурового раствора. Перед подъемом инструмента должны быть полностью удалены скопления и слои шлама. Пластическая вязкость раствора должна выдерживаться как можно более низкой, чтобы свести к минимуму колебания давления, возникающие в результате поршневания при спусках и подъемах, а также уменьшить тиксотропные тенденции бурового раствора.

Большая часть прихватов объясняется недостаточной очисткой ствола скважины перед проведением СПО. Если даже удастся избежать прихвата шламом или обвалившейся породой, все равно вероятны осложнения при прохождении сужений в процессе подъема. Время, сэкономленное на сокращении промывки, может быть многократно потеряно при прохождении сужений. Кроме того, сужения ствола ведут к сильным колебаниям давления в результате поршневания при спусках и подъемах, а это, в свою очередь, вызывает потерю устойчивости стенок скважины, поглощения и спровоцированные интенсивные проявления.

Нужно выполнить по меньшей мере один цикл циркуляции, чтобы удалить из скважины газ. Двигаясь вверх по кольцевому пространству газ расширяется, что ведет к снижению давления на забое.

Во время проработки ствола следует тщательно отслеживать динамику крутящего момента, сопротивления продольному перемещению колонны и давления. Кроме того, нужно отслеживать и регистрировать динамику показателей работы вибросит и параметров бурового раствора, а также газопроявления. Непосредственно перед подъемом из скважины нужно записать значения следующих параметров на случай, если позднее возникнут какие-либо осложнения:

• Сопротивление продольному перемещению бурильной колонны вверх и вниз

• Крутящий момент, когда долото не находится на забое

• Вес колонны, имеющей возможность свободного вращения

• Давление в нагнетательной линии насоса при полной подаче, когда долото не находится на забое, и общее число ходов насоса в минуту

• Давление при малой подаче насоса

• Плотность бурового раствора на входе и выходе скважины

• Температура бурового раствора на входе и выходе скважины

• Расход бурового раствора, выходящего из скважины

В качестве точки отсчета для контроля натяжения колонны используются значения сопротивления продольному перемещению колонны вверх и вниз. Для контроля за образованием в стволе пробки при подъеме инструмента с циркуляцией используется давление в нагнетательной линии насоса при полной подаче.

Переходить на малую подачу насоса лучше всего непосредственно перед интенсивным проявлением. Поскольку большинство интенсивных проявлений происходит при подъеме колонны, целесообразно перейти на малую подачу непосредственно перед началом подъема инструмента. Переход на малую подачу осуществляется, когда долото находится на забое, потому что для вымывания флюида, поступившего в скважину, колонну спускают до забоя.

Во время выполнения циркуляции необходимо подготовить план СПО. Следует составить отдельные планы для подъема и для спуска. Емкость, в которую направляется буровой раствор, выходящий из скважины, не должна протекать, так чтобы можно было точно контролировать подъем уровня. Для точного измерения прироста объема бурового раствора, выходящего из скважины, следует использовать доливочную емкость. Полагаться на подсчет двойных ходов насоса для этой цели рискованно, а при спуске инструмента этот способ вообще неприменим.

Для предотвращения потерь бурового раствора и для его учета следует использовать разъемный кожух для сбора бурового раствора при развинчивании труб. Если некоторое количество бурового раствора не попадает в доливочную емкость, то это значит, что контроль над скважиной осуществляется неудовлетворительно. Кожух для сбора бурового раствора находится на буровой не только для поддержания чистоты пола, но и для обеспечения точности расчета заполнения скважины!

Я рекомендую также подготовить план глушения скважины на случай интенсивного проявления объемом 10 баррелей. При подъеме колонны возможно интенсивное проявление вследствие поршневания, но в скважине уже будет находиться утяжеленный буровой раствор. Подготавливая план глушения для глубины, с которой начинается подъем колонны, мы заранее определим расчетное число двойных ходов насоса, необходимое для достижения буровым раствором долота и устья. Это можно сделать не спеша во время промывки. Если проявление действительно произойдет, мы будем к нему готовы, и уже не придется составлять этот план под давлением обстоятельств (конечно, его нужно будет проверить).

Обычно утяжеленный буровой раствор закачивают после того, как из скважины подняты первые пять свечей, и скважина приняла правильный объем доливаемого бурового раствора (равный объему поднятых труб). Чтобы понять, какой объем бурового раствора должен быть вытеснен на поверхность, нужно рассчитать, на какую глубину опустится утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне.

полученные результаты должны оыть учтены в плане СПО (уравнение 13.1 и рис. 13-5).

П о возможности нужно планировать СПО таким образом, чтобы они не совпадали по времени со сменой вахт или обеденным перерывом бурильщика. Большинство прихватов происходят во время смены вахт. Эти прихваты возникают, главным образом, из-за плохо организованной приемки и передачи смены. Если бурильщик собирается идти на обед или смениться, он должен аккуратно передать смену. Буровой мастер и представитель разведочной компании должны находиться на полу буровой задолго до начала и после окончания смены вахт.

Следует распечатать и поместить в нескольких местах на рабочей площадке буровой литологическую колонку и графики изменения параметров бурения. Рекомендуется вырезать из бумаги изображение КНБК в том же масштабе, в котором выполнены эти графики. Это поможет бурильщику и буровым супервайзорам следить за прохождением проблемных участков, перемещая изображение КНБК по разрезу во время подъема инструмента (рис. 13-1).

Большинство закупориваний ствола и осложнений, связанных с его геометрией, происходит в месте нахождения КНБК. Сужения регистрируются у долота, но не всегда причиной сужения является долото. Такой причиной может быть наличие центратора, любое иное изменение диаметра или просто заклинивание жесткой УБТ в резком искривлении. Если в состав КНБК включены три стабилизатора, то при прохождении сложного уступа компоновка, вероятно, заклинится в четырех местах. Положив вырезанное изображение КНБК на литологическую колонку таким образом, чтобы долото находилось на соответствующей глубине, можно определить, когда УБТ и стабилизаторы войдут в проблемный участок.

Помимо прочего, "бумажная КНБК" может помочь определить причину возникшего осложнения. Если осложнение в ходе СПО связано со сложной геометрией ствола, то оно проявится довольно четко при прохождении стабилизаторов через проблемное место. Если проблема обусловлена наличием слоя шлама, то сужение не будет находиться на одном месте, а будет перемещаться вместе со слоем шлама. При использовании "бумажной КНБК" все это будет показано очень наглядно.

Для распечатывания литологической колонки и изготовления "бумажной КНБК" потребуется некоторое время, поэтому нужно заблаговременно проинформировать оператора станции ГТИ о планируемых СПО и проследить, чтобы он вовремя приготовил требуемые графики.

Очень желательно также иметь кавернограмму и выделение проницаемых пластов по разрезу. Если кавернограммы отсутствуют, для оценки изменений диаметра ствола по глубине можно использовать данные по соседним скважинам и (или) информацию о скорости проходки. Обычно потеря устойчивости стенок скважины происходит в интервале более мягких пород, которые бурятся быстрее. В интервалах глинистых пород проявляется тенденция к увеличению диаметра ствола из-за обрушения, а в интервалах песков диаметр может фактически уменьшиться.

Если кавернограммы, снятые в соседних скважинах, показывают, что в некотором конкретном пласте номинальный диаметр ствола сохраняется, а в другом - нет, то можно предположить, что такая же картина будет наблюдаться и в нашей скважине.

Необходимо выявить на литологической колонке все опасные места и все сужения, отмеченные при подъеме. Внимательное и последовательное использование этого инструмента позволило предотвратить многие прихваты и помогло буровым бригадам определить состояние скважины.

Кожух для сбора бурового раствора при развинчивании труб, вращатель, трубные ключи, клиновой захват, полнопроходный шаровой кран и обратный клапан бурильной колонны должны быть в рабочем состоянии. Если мы считаем, что нужно заменить плашки трубного ключа или клинового захвата, это должно быть сделано пока идет промывка скважины. Не следует прерывать СПО для ремонта оборудования или для того, чтобы открыть еще одну банку со смазкой для резьбы, залить масло в индикатор веса и т.д.