книги / Прихваты колонн при бурении скважин

лярные силы. В результате совместного действия этих сил и пере­ пада давления между скважиной и пластом в корке появляются микротрещины. Согласно результатам исследований, потеря связ­ ности глины происходит и вследствие наличия сил отталкивания ее частиц, поэтому нефть или вода легко проникает в «межпакетиое пространство» и раздви­ гает частицы. Наименьшее расстояние между мицелла­ ми глины при проникнове­ нии воды 10~9 м, нефтепро­ дуктов (6-ЫО) • 10~э м. Ско­ рость проникновения нефти через фильтрационную кор­ ку в основном зависит от типа химического реагента, служащего для стабилиза­ ции бурового раствора.

Проникая в пласт, нефть постепенно вытесняет филь­ трат и пластовый флюид из приствольной зоны. Очевид­ но, в результате этого в пла­ сте образуются фронты дви­

момента закачивания неф- п до момента страгивания модели трубы. Давления в пласте и в

вдах, заполненных чистым фильтратом и нефтью, отличаются на еличину гидравлического сопротивления, возникающего при дви­ жении смеси нефти с фильтратом. После проникновения нефти в ласт давление в приствольной зоне становится выше, чем в зоне онтакта с коркой. Более низкое гидростатическое давление, обазование микротрещин вследствие деформационных процессов и

В процессе проникновения в приствольную зону нефть адсорбиУется на поверхности частиц песчаника в зоне контакта его с

оркой, что ослабляет силу сцепления корки с породой. Если сте-

143;

нарушая когезионные связи между его частицами. Это, по-видимо- ■му. соответствует случаю освобождения пуансона с налипшей на нем коркой, часть которой остается на поверхности породы.

Можно полагать, что в реальных скважинах под действием нефти нарушение сил сцепления частиц корки имеет смешанный характер. Чем плотнее корка (которая образуется вследствие об­ работки раствора УЩР или КССБ), тем менее вероятно, что нефть ■проникает в зону контакта с коркой, и более вероятно отделение ггрубы с налипшей коркой от стенки скважины.

В одном из случаев освобождение прихваченного пуансона под действием чистой нефти произошло после нарушения контакта кор­ ки с пластом (на пуансоне осталась налипшая корка). В других юпытах на пуансоне оставалась лишь часть корки с нарушенными

.когезионными связями. Возможны также случаи полного отделения ■пуансона от корки.

Данные опытов показывают, что освобождение труб происходит те в результате смачивания их поверхности нефтью, а вследствие проникновения ее в пласт при установке ванны. При этом колонна труб освобождается задолго до выравнивания давления в системе •скважина—пласт, что подтверждается уменьшением сил взаимо­ действия трубы с коркой (табл. 50).

После прихвата пуансона к корке, сформированной из раство-

■возрастает. Например, минимальное время действия нефти в этих опытах равнялось 5 ч 52 мин. В этом случае нефть проникла через корку в модель пласта через 50 мин, а к моменту освобождения давление за коркой повысилось до 0,87 МПа. На поверхности кор­ ки, не соприкасающейся с пуансоном, имелись трещины шириной (1,5ч-2,0) • 10_3 м, при формировании корки из других буровых фастворов после воздействия нефти трещины на ее поверхности не образовывались.

Проведенные эксперименты помогают выявить причины невоз­ можности освобождения в ряде случаев прихваченных колонн труб с помощью нефтяной ванны. Сущность этого явления, по-видимому, заключается в больших когезионных силах сцепления частиц ко­ рок, формируемых из растворов, обработанных УЩР, и в малых поверхностях натяжения фильтрата этих растворов, что затрудня­ ет смачивание нефтью твердых частиц корки и породы.

Время действия нефти при прихватах пуансона к коркам, кото-

гнефти с добавкой 0,5—1,0% сульфонола прихваченный пуансон •освобождается быстрее, в том числе и в растворе, обработанном 1,5% УЩР. Давление за коркой после проникновения в пласт

Я44

нефти с сульфонолом в момент освобождения повышается в мень­ шей степени (табл. 50).

При этом проницаемость приствольного участка модели пласта толщиной 5-10—3 м составляла 2,2 • 10~15 м2 при средней проницае­ мости модели пласта 15-10-14 м2. Изменение проницаемости в при­ ствольном участке несущественно повлияло па время действия нефти (проницаемость 35-10-14 м2 — серия опытов № 8, проницае­ мость 2,2-10~15 м2 — серия опытов № 6 в табл* 50).

Помимо влияния проницаемости пород в приствольном участке на время действия нефтяной ванны, исследовали снижение давле­ ния в модели скважины после закачивания нефти в зону прихвата

ванны уменьшается соответственно на 20 и 60 мин (т. е. на 15 и 50%—кривая 3 и результаты опытов, которым соответствует точ­ ка 2 на рис. 27). Увеличение времени от начала прихвата до зака­ чивания нефти с 30 до 60 мин обусловливает рост времени дей­ ствия ванны от 120 до 150 мин (кривая 5).

Математическая обработка результатов изменения силстраги-

(мера идентичности 0,99).

Для уточнения влияния содержащихся в нефти ПАВ на эффек­ тивность установки ванн провели опыты с дизельным топливом плотностью 805 кг/м3, в котором естественных ПАВ практически нет. Результаты опытов (табл. 50, серии опытов № 21 и 22) пока­ зали, что дизельное топливо без ПАВ, проникая с большей ин­ тенсивностью в приствольную зону скважины и значительно повы­ шая давление за 'коркой, не способно ослабить силы прихвата. Некоторые случаи освобождения труб сразу после закачивания ди­ зельного топлива в зону прихвата можно объяснить только раз­ мывом застойной зоны.

Действие поверхностно-активных добавок изучали с использова­ нием анионоактивных ПАВ (сульфонол НП-3) и катионоактивных (солянокислая соль алифатических аминов АНП-2, алкнлбензилдиметиламмонийхлорид АБДМ). Исследование добавок сульфонола в нефти показывает, что при ликвидации прихватов в среде растворов, утяжеленных баритом, это ПАВ ускоряет время дей­ ствия нефтяной ванны (табл. 50, серии опытов № 9, 16 и 17), что согласуется с известным фактом гидрофобизации сульфонолом частиц барита. Таким образом, содержание сульфонола в углево­

146

Характерно, что ни чистое дизельное топливо, ни вода не ослабляют сил прихвата труб при продолжительном нахождении этих жидкостей в зоне прихвата. Следовательно, фактор, опреде­ ляющий эффективность воздействия жидкостей при установке ванн на ослабление сил прихвата, — присутствие в этих жидкостях ПАВ, гидрофобизующих и флокулирующих частицы твердой фазы филь­ трационной корки и уменьшающих силы сцепления между ними.

Технологические особенности установки жидкостных ванн

Установка ванн, несмотря на высокую эффективность, в ряде случаев, особенно при бурении на больших глубинах, оказывается безрезультатной вследствие того, что:

не определены причины возникновения прихвата; значительно задержана операция после возникновения при­

хвата; недостаточен выбранный объем ванны для максимально воз­

можного снижения перепада давления в скважине или полного пе­ рекрытия зоны прихвата;

не приняты меры, предупреждающие самопроизвольное верти­ кальное перемещение агента ванны из зоны прихвата и его сме­ шение с буровым раствором в скважине, а также флокуляцию частиц утяжелителя из бурового раствора и выпадение его в осадок;

не учтены физико-механические свойства и физико-химическая активность агента ванны в определенных геолого-технических ус­ ловиях бурения;

недостаточно обосновано время, необходимое для воздействия агента ванны в зоне прихвата;

не снижены реологические параметры бурового раствора в скважине;

не соблюдена определенная, технологически необходимая по­ следовательность ведения работ при установке ванн.

Необходимость установки ванны определяется на основе тща­ тельного изучения характера прихвата и установления наиболее вероятных причин его возникновения, что может быть выполнено с использованием специального методического руководства, разра­ ботанного во ВНИИКРнефти [15]. Как правило, установка ванн для ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием труб в желобных выработках ствола, в суженной части (при уменьшении диаметра предыдущего долота вследствие износа), в нарушенной обсадной колонне, наличием посторонних предметов или обрушив­ шейся горной породы, оказывается безрезультатной. Наиболее эф­ фективны жидкостные ванны для ликвидации прихватов, вызван­ ных действием перепада давления.

Всвязи с тем, что интенсивный рост силы прихвата происходит

впервые часы взаимодействия колонны труб со стенками скважи­ ны, своевременность установки ванны является одним из главных факторов, способствующих успешности ликвидации прихвата. По­ этому на каждой буровой, где имеются прихватоопасные интерва­ лы бурения, необходимо иметь запас жидкости для ванны. Требуе­

148

ламнда применение буферных жидкостей на его основе не реко­ мендуется при температуре, превышающей 90°С.

* Показателен пример применения буферной жидкости при уста­ новке нефтяной ванны для ликвидации прихвата в скв. 5 Лабин- <ской. Прихват произошел под действием перепада давления при оставлении 'колонны труб без движения в течение 45 мин при на­ хождении дэлота на глубине 4926 м (бурили третий ствол, темпе­ ратура на забое 170°С). Перед установкой ванны снизили перепад давления на 7,4 МПа путем уменьшения плотности бурового раст­ вора с 2150 до 2000 кг/м3. Приготовили буферную жидкость с вяз­

новки ванны из расчета на наиболее полное уменьшение перепада давления в зоне прихвата при недопущении максимального давле­ ния в процессе продавливания нефти в затрубное пространство (35 МПа).

Жидкости при установке ванны закачивали в следующем поряд­ ке: 3,5 м3 буферной жидкости, 18 м3 нефти с 200 л дисолвана (по 9 м3 в затрубное пространство и трубы), 2,5 м3 буферной жидкости И'40 м3 продавочного бурового раствора. Максимальное продавочное давление (32 МПа) было отмечено в момент начала выхода нефти из бурильных труб в затрубное пространство.

Колонна была освобождена через 30 мин после окончания уста­ новки ванны при ее разгрузке на 300 кН (по индикатору веса).

По опыту предыдущих работ в этой скважине (во время буре­ ния первых двух стволов) отмечено, что сразу же после установки нефтяной ванны без буферной жидкости прекращалась циркуляция вследствие флокуляции барита (в зоне смешения бурового раство­ ра с нефтью) и выпадения его в осадок: нефть интенсивно всплы­ вала. По этой причине пришлось забуривать второй и третий стволы. Использование же буферной жидкости исключило подоб­ ные явления.

Разработка новых рецептур буферных жидкостей связана с ис­ пользованием растворов, содержащих макромолекулярные соеди­ нения. Эти растворы имеют следующие преимущества: регулирова­ ние структурной вязкости путем изменения концентрации полиме­ ров, а также соответствующего подбора растворителей и разбави­ телей; снижение по экспоненциальному закону вязкости смеси с ростом скорости ее прокачки; небольшое отделение фильтрата, осо­ бенно у растворов достаточно высокой концентрации; несмешивае­ мость с буровым раствором и ограниченная смешиваемость с аген­ том для установки ванны, например с нефтью; высокая термостой­ кость; утяжеление за счет ввода структурообразующей добавки (на­ пример, гидрофильной глины в водный раствор и олефильной —

вневодный).

Вкачестве разделительных жидкостей, обладающих перечи­ сленными свойствами, можно применять:

1.50