Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

перепада давления в интервалах хорошо проницаемых пород, яв­ ляется введение в раствор высококачественных бентонитовых глин, концентрация которых в каждом конкретном случае опреде­ ляется лабораторным путем при контролировании водоотдачи раствора.

Влияние проницаемости приствольного участка (порода — фильтрационная корка) на силу страгивания хорошо иллюстри-

руется графиком (рис. 1 1 ), из которого видно, что опасность при­ хвата возрастает с увеличением проницаемости, а при одинаковой проницаемости сила страгивания повышается с увеличением вре­ мени контакта бурильной колонны с фильтрационной коркой.

Практикой неоднократно подтверждено, что прихват в свежевскрытом проницаемом интервале гранулярных пород происходит уже в первые 5— 10 мин после оставления труб без движения, а после нескольких рейсов долота это время возрастает до 20— 30 мин и более. Примером служит бурение скважин на Чебургольской площади, где в интервале 3900—3970 м, представленном пес­ чаниками с проницаемостью 2—5 -10—13 м2, произошли три прихва­ та в призабойной зоне при вскрытии интервала, а по достижении глубины 4200 м оставление колонны УБТ в интервале 3850— 3950 м на 10— 12 мин к прихвату не приводило. Аналогичные слу­ чаи отмечены при проводке скважин на Северской площади в ин­ тервале 5150—5350 м.

47

Для снижения прихватных свойств буровых растворов важно улучшать их очистку от выбуренной породы. При прочих равных условиях растворы с высокой концентрацией выбуренной породы имеют меньше коллоидной фазы и больше абразивных частиц, формируют толстые и проницаемые корки, следовательно, более прихватоопасные. Практика бурения в ряде районов страны, где уделяется внимание очистке и обработке буровых растворов, по­ казала, что прихваты, вызванные действием перепада давления, стали редким явлением.

На возникновение и развитие процесса прихвата существенно влияют свойства жидкой фазы бурового раствора, определяющие

При проникновении в приствольную зону пласта жидкая фаза бурового раствора смешивается с пластовым флюидом, образуя при некоторых сочетаниях флюидов нерастворимые соединения (например, гипан и пластовая вода, содержащая катионы полива­ лентных металлов Са4-5- или Mg++), которые кольматируют поры пласта, снижая их проницаемость и тем самым вероятность при­ хватоопасной ситуации. Если жидкая фаза представляет собой эмульсию воды с нефтепродуктом (обычно смазкой), то происхо­ дит снижение гидропроводности корки, так как фазовая проницае­ мость эмульсии ниже проницаемости отдельных ее компонентов. К тому же само проникновение нефтепродукта оказывает закупо­ ривающее действие. Как показали исследования на установке УИМВ [7], в результате «засорения» нефтью Новодмитриевского месторождения проницаемость приствольного участка пласта тол­ щиной 5-10-3 м снизилась с 350-10-15 до 120—180-10-15 м2 за один цикл наращивания или смыва корки в течение 1 ч (буровой раствор содержал 10 об. % нефти).

Смазочные вещества — неотъемлемая часть бурового раствора. Они снижают фазовую проницаемость фильтрата через корку и проницаемость приствольного участка, а следовательно, уменьша­ ются коэффициент сопротивления страгиванию бурильной колон­ ны по корке (табл. 14) и фрикционное взаимодействие трущихся пар.

Для определения необходимой объемной концентрации смазоч­ ного вещества в буровом растворе проанализирован статистиче­ ский материал по скважинам Краснодарского края, где колонны бурильных труб по различным причинам -оставались без движе­ ния. К анализу привлечены только те данные, в которых перепад

48

\ тяжеленно ььщакокг.чсственпым баритом.

Исключающим возникновение прихватов под действием пере­ пада давления идеальным буровым раствором является раствор на углеводородной основе, характеризующийся иефильтруемостью

основе, который применялся при вскрытии продуктивного горизон­ та в скв. 43 Прасковенская. В течение 3 ч нахождения ипдентора на проницаемом фильтре прихват не обнаружен (при перепаде давления 4 МПа и температуре 20°С).

ОЦЕНКА СМАЗОЧНЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ ПРОВОДКИ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Повышение производительности труда на буровых предприя­ тиях Западной Сибири связано с ростом коммерческих скоростей бурения, что, в свою очередь, зависит от аварийности в бурении. Как показывают результаты анализа, прихват колонн труб и .по­ родоразрушающего инструмента при бурении скважин в Западной Сибири —основной вид аварий, составляющий около 40% по коли­ честву и 50% по времени от общего времени на ликвидацию ава­ рий (по данным 1979—1980 гг.).

За период 1977—1979 гг. по Главтюменнефтегазу зарегистри­ ровано 54 прихвата 1 категории (под действием перепада давле­ ния), 42—II категории (вследствие заклинивания инструмента при спусках, подъемах и вращении инструмента) и 71 — III категории (из-за сужения ствола скважины вследствие салы-шкообразова- иня, нарастания фильтрационной корки, оседания шлама при не­

смазочных добавок при проводке скважин в Западной Сибири ис­ пользуют сырую нефть и кремнийорганические жидкости (ГКЖ-Ю или ГКЖ-11-), а в ряде случаев и графит. Согласно ре­ комендации СибНИИНП, оптимальное содержание ГКЖ-Ю в бу­ ровом растворе должно составлять 0,6—0,8%, что соответствует 20% нефти.

Для определения оптимального содержания смазочных доба­ вок ГКЖ-Ю и нефти проведены исследования по оценке эффек­ тивности смазок. Первая серия исследования выполнена на эк­ спериментальной установке НК-1, разработанной в СПКБ «Промавтоматика». При перепаде давления 3 МПа формировалась филь-

50