Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

добавки ГКЖ-10 снижают си­

лу

прихвата (удельную

силу

со­

противления

индентора

по

кор­

ке), но менее интенсивно по

сравнению

с данными,

приведен­

ными в инструкции СибНИИНП;

опти м альи ая

в

дози ровка

ГКЖ-10

находится

пределах

0,6—0,8 %, однако этой концент­

рации соответствует

лишь

6—

8 %- содержание нефти;

наиболее эффективно совмест­

ное использование ГКЖ-10 и

нефти

(точка

со

звездочкой

на

рисунке);

нефти

(кривая 4)

бо­

добавки

I

I

b

1-

-

- 1

8

!-------- 1

лее

интенсивно

снижают

силу

0

2

6

Ю

Содержание нефти,%

прихвата, чем ГКЖ-10

(при

ис­

пользованных

концентрациях).

Рис. 13. Зависимость удельной силы

Аналогичные

результаты

по­

сопротивления

сдвигу индентора по

лучены

при

исследовании нату­

фильтрационной

корке

от

добавок

смазотпых веществ:

ральных

буровых

растворов на

/ __ буровой

раствор

из

скв. 12 166 Само-

четырехшариковой

машине

тре­

тлорского

месторождения,

Q== 1170

кг/м-3*

Т —2\

с,

5 = 9

см%

л:=1

мм,

рН= 7. С И С =

ния

(табл. 15).

= 0/6

дПэ, коллоидальность С=2,15%, твер­

Поскольку

ГКЖ-Ю

применя­

дая фаза 23,1%, раствор обработан финн-

фиксом;

2 — модельный

раствор из

гли­

ется

как

многофункциональная

нистого

шлама,

обработан

0,1%

КМЦ,

р—1150

кг/м\

Т =180

с,

C I l C = 8 , [ i m

дПа.

добавка

(в том

числе

и как хи­

В = 5

см\ pH = 8,

содержание песка

1,5%>

мический

реагент для улучшения

3 — модельный

раствор, обработанный

1,5%

КССБ, 0=1160

кг/м3,

Т —20

с. С Н С = 27/4S

свойств буровых растворов) и по

дПа,

Я=5 см\

рН= 8,2,

содержание

песка

1,5%;

^ — TQ же? в качестве

смазочной до­

своему

смазочному

действию

бавки

использовалась

нефть.

В

растворам

уступает

нефти,

целесообразно

/, 2, .3

использовалась

кремнннорганнчес-

кая

жидкость

ГКЖ-10

исследовать

влияние совместных

добавок ГКЖ-Ю и нефти на при-

очень

важно

для

выбора

хватоопасность

бурового

раствора. Это

метры

раствора: р=1120 кг/м3,

Т=2Ъ с по

СПВ-5,

СНСi/io=

= 0,3/0,9 Па, В = 5 см3 по ВМ-6, рН=8,2,

содержание песка 1,5%.

На экспериментальной

установке

НК*1

при

перепаде

давления

3 МПа

формировалась

фильтрационная

корка

из исследуемого

раствора, воспроизводили прихват

индентора, а затем

его сдвиг

3*

51

Таблица 16

Содержание,

%

A

* i

.V*

у а

Уi

si

sA

l^iPac —

нефти

ГКЖ-Ю

y i расч

—1

— 1

0

0

34.0

36,0

4,00

35,3

0,49

38.0

36.0

4-1

— 1

10

0

13,8

12,5

3,37

12,2

0,09

0

1,0

11,4

—1

4-1

27,5

25,6

1,96

25,8

0,04

24,0

10

25,2

4-1

4-1

1,0

7.1

7,2

0,50

7,7

0,25

0

7.2

0,36

— \

0

0,5

30.0 .

29,4

1,35

30,0

30,2

28.1

4-1

0

10

0,5

9,2

9,5

1,80

9,4

0,01

—1

9,8

1,44

0

5

0

18,2

18,6

1,06

19,8

18,9

0,49

0

-М

5

1,0

13.7

13,5

0,63

12,8

14,1

12.8

15,7

0,16

0

0

5

0,5

15,3

16,1

0,55

16,2

16,7

Таблица

17

Уровни факторов

Интервал

Фактор

-1

0

+1

варьиро­

вания

A'J — концентрация

нефти

0

5

10

5

в буровом растворе,

%

0

0,5

1,0

0,5

х2— концентрация

ГКЖ-Ю

в буровом растворе,

%

N

.

*

(67)

bk = 2 Хк&ч

i= 1

t=i

1

S- {bk) = S2 (у! /

jгД ,

(68)

2

4 -

/

1=1

9

6к = (2

*»у£) /

2 =

1>14/2= о-57»

^ е

( 2 * 1 < а д { ] |

4 =

5 ,1 2 /4 =

1,28;

i=i

'

9

&о =

2 ^‘-/9 + ( ~ 2/3)

+ ( - 2 /3 ) 622 =

t=l

= 18,71 +

( - 2 /3 )

3,97 +

( - 2 /3 )

0,57 = 18,71 -

2,64 -

0,38 =

15,71;

у =

15,71 — 10,3*1 — 3,5*2

-}- 3 ,97*f -f- 0,57*| +

1 ,28*I*2.

(69)

у = 35,33 — 3,9*х — 11,84*2+ 0,16*j + 2,28*| -4-0,51*г*2.

(70)

S& = S R — SE = (3,33 — 0,55) = 2,78,

(71)

S R = 2 ( ^ Расч.— Vi)2-

(72)

Критерий

Фишера

f = S W A = ^ .

= 10

Su/f2

о,55/2

у '

где /[

и /2 — числа

степенен свободы:

fi = N -

- (--+- 2g(fe + *- - (/!„ -

1);

(75)

k = ( no— •)

(76)

( к — число

факторов,

по — число повторных измерении).

/1 = 9 -

(2 + 2)

(2 +

1)

— ( 3 -

1) = 1; /,= 3 - 1 = 2 .

Для степенен свободы /1 =

1

и /2 =

2 табличное значение кри­

терия

Фишера

Гт = 18,5.

Так

как F < F T , можно

принять гипоте­

зу, что модель адекватно пред-

ставляет

экспериментальные

данные.

С\>

Подставив

в

полученное

_

уравнение

(70)

значения

фак­

торов

Х\ и Хг

(соответственно

со

<§

/7/

1

процентное

содержание нефти

„

g

L/

и ГКЖ-Ю), получим значение

Сэ

силы прихвата у (в условных

5

единицах),

умножив

которое

на

переводной

коэффициент

с

сс

0,1 найдем удельную (на еди­

ta

ницу площади)

величину силы

2

сопротивления сдвигу инденто-

2

b

S

в

10

ра

по фильтрационной

корке.

Содержание нефти . %

Приняв

Хч= 0

и

-Vi= 1 %

ГКЖ-Ю, получим зависимость

Рис. 14. Зависимость удельной силы со­

удельной силы

сопротивления

противления сдвигу иидентора по филь­

от содержания

нефти

в раст­

трационной корке от содержания в бу­

воре

(рис.

14).

Из

рисунка

ровом растворе нефти и ГКЖ:

/ — 0°з,

2 — 1%, параметры

исходного раство­

видно, что оптимальное содер­

ра: л= 1120 кг/м1,

Г=25

с,

СЯС=3<9

дПа,

жание нефти в буровом раст­

В -5

см3

воре,

приводящее

к наиболее

прихвата, находится

в

пределах

существенному

снижению

силы

8—10%. Наиболее эффективная

смазочная

композиция — смесь

6—8 % нефти с 1 % ГКЖ-Ю (кривая 2).

применении

Вывод

о

наиболее

эффективном

совместном