книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfконцентрация щелочи и диспергатора приводит к снижению ста бильности глинистых сланцев; гидратация глинистых сланцев уменьшается при применении органических полимеров и повыше нии концентрации соли в буровом растворе, что способствует ста бильности глинистых сланцев в присутствии полимеров.
С целью сохранения устойчивости стенок скважины при бурении глинистых сланцев фирмой «Бароид>. разработана рецептура ка лиевого бурового раствора, получившего название «К-Плюс» [34]. Растворы по этой рецептуре прошли промышленные испытания. Положительная роль ионов калия в подавлении гидратации и на бухании глинистых минералов известна давно. Так же давно ис пользуется это свойство ионов калия для улучшения состояния ствола скважин при бурении и при заканчиванпн в целях предуп реждения ухудшения свойств продуктивных глинистых песчаников.
До недавнего времени калиевые растворы использовали только при низком содержании твердой фазы в них. Малый объем примене ния их был связан с затруднениями, возникшими при регулировании реологических и фильтрационных свойств, а также вследствие не достаточной стабильности и невозможности получения растворов средней и высокой плотности.
Новую рецептуру бурового раствора «К-Плюе» применяют при бурении на различных глубинах. Этот раствор обладает всеми свой ствами обычного калиевого раствора. Кроме того, он термостоек до 230°С, обеспечивает высокие скорости проходки и не оказывает вредного влияния на продуктивность пласта. Помимо других поло жительных свойств, данный раствор не токсичен и менее агресси вен, чем другие растворы на водной основе, несмотря на присут ствие в нем электролита. Слабое коррозионное воздействие дости гается за счет связывания кислорода калиевым гуматом.
Реологические свойства раствора «К-Плюс» позволяют умень шать его плотность почти на 200 кг/м3 (по сравнению с плотностью ранее применяемого бурового раствора) без опасности возможных проявлений в скважине, так как не происходит гидратации разбури ваемых пород. В состав бурового раствора на основе калийных со лей входят: хлористый калий, нейтрализующий ионы натрия; калие- во-лигнитные производные, увеличивающие концентрацию ионов ка лия, уменьшающие водоотдачу и создающие коллоидный материал, который уменьшает эффект гидратации пород; иеионогенные ПАВ, позволяющие регулировать реологические свойства раствора; гидро окись калия, увеличивающая содержание ионов калия и придающая щелочность раствору.
При разработке рецептуры бурового раствора «К-Плюс» фирмой «Бароид» были проведены обширные лабораторные исследования с использованием растворов различных составов. В результате этих исследований была выведена формула для определения индекса ус тойчивости сланцев (ИУС). ИУС характеризует состояние образца сланца до и после воздействия на него растворов, ИУС-100 прини мается для образцов, не подвергавшихся испытанию:
ИУС= 100 — 2{HF — Я,) — 4D, |
( 1 0 3 ) |
182
Для предупреждения ухудшения показателей раствора при попа дании в него указанных минералов его обрабатывают углекислым или двууглекислым калием с одновременным регулированием по казателя pH добавками гидроокиси калия. Применение солей нат рия или гидроокиси натрия не рекомендуется.
ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
Согласно зарубежным данным, наиболее сложные прихваты возникают вследствие действия перепада давления в системе сква жина—пласт. Испытанный способ ликвидации этой категории при хватов—установка'нефтяных ванн с последующим расхаживанием прихваченной колонны труб. Во многих случаях достигаются поло жительные результаты. Закачка дизельного топлива с ПАВ в 60— 70% случаев позволяет ликвидировать прихваты, средняя продол жительность работ по устранению прихвата составляет немного более 2 ч при затратах времени с момента возникновения прихва та до установки нефтяной ванны до 20 ч.
Однако в некоторых случаях попытки ликвидировать прихват этим способом безуспешны, а причины неудачи остаются невыяс ненными. Считается, что действие жидкостей на нефтяной основе, закачиваемых в скважину, заключается в том, что они, проникая в зону контакта УБТ с фильтрационной коркой, не фильтруются через нее, а ведут себя как закупоривающий материал. При этом предполагают, что под действием жидкости на нефтяной основе фильтрационная корка сжимается и становится тоньше, в резуль тате чего она как бы отслаивается от УБТ.
Закачивание нефтепродуктов наиболее эффективно, если оно осуществлено сразу после возникновения прихвата. Практикой ус тановлено, что, если нефть поступит в зону прихвата через 0,5 ч, освобождение труб происходит через 1 ч после ее закачки; если же установку нефтяной ванны задержать всего на I ч, затраты времени на ликвидацию прихвата возрастают с I до 8 ч.
На успешность ликвидации прихвата влияют:
1) степень замещения бурового раствора в зоне прихвата аген том для установки ванны;
2) вязкость бурового раствора — чем она меньше, тем лучше раствор замещается нефтью;
3)режим течения — полнота вытеснения возрастает с увеличе нием турбулентности потока;
4)правильность определения зоны прихвата колонны труб и местоположения агента ванны (нефти) в затрубном простран стве— любые неточности в определении зоны прихвата влекут за собой увеличение объемов используемых продуктов;
5)миграция агента ванны из зоны прихвата вверх или вниз по стволу скважины;
6)стабильность состава закачиваемой жидкости на нефтяной основе, т. е. постоянство свойств этой жидкости и сопротивляемос ти ее загрязнению посторонними примесями из бурового раствора;
184
тания и давление на выходе бурового раствора. Когда промывоч ные отверстия (насадки) в долоте засоряются, существует опас ность, что возникшее вследствие этого повышение давления разо рвет пласт Для предотвращения этого, т. е. для очищения насадок долота, закачивают небольшой объем газа в бурильную колонну, после чего работа возобновляется.
Преимущество данного метода — возможность снижения уров ня бурового раствора, т. е. гидростатического давления непосред ственно в кольцевом пространстве до приведения системы в рав новесие.
Перед проведением метода U-образиой трубы производят необ ходимые расчеты, которые потом сводятся в так называемую «рабочую таблицу» или программу работ, состоящую из двух раз делов. Первый содержит известные данные: плотности бурового раствора, находящегося в скважине рр, и вытесняющего флюида РФ, внутренний объем единицы длины бурильных труб VTp и объ ем единицы длины затрубного пространства Кэ.г.; величину сниже ния гидростатического давления на пласт, необходимую для лик видации прихвата Др.
Во втором разделе приведены уравнения для расчета следую щих величин: общего объема флюида, необходимого для закачки в бурильные трубы Уф; максимального давления, требуемого для закачивания флюида ртах; объема бурового раствора, который будет вытеснен (замещен) в скважине с целью снижения гидро статического давления на заданную величину Ур; высоты столба бурового раствора в затрубном пространстве, вытесненного флюи дом в конце замещения Яф.
В зависимости от того, какой вид флюида используется и ку да он закачивается (в бурильные трубы или в затрубное прост ранство), второй раздел состоит из трех частей, в каждую из кото рых входит то или иное число приведенных выше величин. Вывод расчетных уравнений, приведенных во втором разделе, основыва ется на следующих аналитических исследованиях.
Дизельное топливо или вода, закачиваемые в бурильные трубы
Равновесие, приобретаемое системой после вытекания обратно из бурильных труб части дизельного топлива (под действием дав ления столба бурового раствора, находящегося в затрубном прост ранстве), определяется следующим равенством:
(ррЯр- f- рьЯ в) = рфЯф, |
(104) |
где Яр —высота столба бурового раствора в затрубном простран стве, вес которого идентичен весу столба флюида в колонне бу рильных труб (в данном случае дизельного топлива); рп — плот ность воздуха, Яв — высота столба воздуха в затрубном простран стве после приведения системы в равновесие; Яф — высота столба
188
равняется общему объему освобожденного затрубного и трубного пространств после достижения равновесия, можно записать
|
у ; = |
Яф (1/3.п + |
УТР). |
|
(ИЗ) |
Решая |
выражение для снижения |
гидростатического давления |
|||
на пласт |
(Ар=ррЯф) в отношении Яф и подставляя его значения |
||||
в уравнение (113), получаем расчетную формулу |
общего объема |
||||
бурового раствора, который должен |
быть |
замещен в скважине |
|||
(в затрубном пространстве и бурильных трубах) |
для снижения |
||||
гидростатического давления на заданную величину: |
|
||||
|
у; = [Др(У3.„+ У тР)]/рр. |
|
(114) |
||
Замещенный объем бурового раствора |
в этом |
случае может |
|||
быть записан так: |
|
|
|
|
|
|
|
Ур = ЯрУ3.п |
|
(115) |
|
Отсюда высота столба бурового |
раствора в затрубном про |
||||
странстве Яр , вытесняемого столбом флюида (газа) |
в конце заме |
||||
щения Я^: ' |
|
|
|
|
|
|
я ; = |
я ф = у; / у, „ . |
|
die) |
|
Максимальное давление |
закачки, флюида р'тгу. -вычисляется в |
||||
начале замещения бурового раствора флюидом |
|
||||
|
|
= Рр^. |
|
|
(П7) |
Подставляя в выражения (116) значение V ’p из уравнения (114) и заменяя в (117) полученное выражение Я' , получаем расчетную
формулу максимального давления при закачке флюида |
(газа) в |
затрубное пространство |
|
р ;ах = Д р(Н -У тр/У3.„). |
(118) |
Газ или воздух, закачиваемый в бурильные трубы
Замещенный флюидом (газом) объем бурового раствора может быть выражен так:
у; = я;утр. |
(119) |
Отсюда высота столба бурового раствора в бурильных трубах Я", вытесняемого столбом флюида (газа) в конце замещения Яф:
Яр = Яф = Ур/Ктр. |
(120) |
|
п |
Максимальное давление закачки флюида ртах* вычисленное в начале замещения бурового раствора флюидом:
/W = PP*;- |
021) |
Исходя из того, что для данного случаявытесняемый флюидом объем бурового раствора V" равняется общему объему освобожден-
190