книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfсопровождается постепенным сжатием корки, выдавливанием из нее фильтрата. В результате этого полностью прекращается поступ ление фильтрата в пласт через зону контакта. Так как проницае мость корки мала, скорость, при которой она сжимается, довольно низка.
Перепад давления, действующий на корку и являющийся при чиной поступления фильтрата в пласт, в процессе бурения переда ется корке непосредственно через буровой раствор, а при оставле нии колонны без движения в зоне контакта труб с коркой — через поверхность труб. Причем по мере вдавливания поверхности труб в корку перепад давления в зоне контакта постепенно увеличива
ется.
За рубежом (в США) считается, что в решении проблемы пре дупреждения прихватов первостепенная роль должна быть отведе на буровому раствору и качеству промывки скважины. Реагенты и материалы для приготовления бурового раствора должны быть универсальными. Максимально решает проблему регулирования свойств раствора использование комплексной системы [29]. Она эф фективна как в соленых, так и пресных средах, а также при разбу ривании горизонтов с высокими градиентами пластового давления,, пористых и проницаемых пород, сланцевых глин, вызывающих ос ложнения, солевых отложений, при бурении в отдаленных районах, где велики транспортные расходы.
Компоненты системы совместимы с буровыми растворами любых типов. Система обеспечивает минимальное содержание твердой фазы при любой плотности раствора, регулирует водоотдачу, вяз кость, напряжение сдвига, предотвращает набухание глин, снижает момент вращения труб и силы сопротивления при движении бу рильной колонны в скважине, предотвращает влияние перепада давления, дает тонкую малопроницаемуго фильтрационную корку, термостабильна. Ингибирующие свойства системе придают добавки диаммоннйфосфата, сульфата аммония, нитрата аммония, гидро окиси калия, хлорида калия, хлорида натрия, извести, гипса и др.
Система состоит из следующих компонентов.
Флосаль — гранулированный асбест, легко диспергирующий в буровом растворе, вводится для улучшения очистки ствола сква жины. Его добавки несколько увеличивают вязкость раствора и его несущую способность. В результате эффективного удаления вы буренных частиц из-под долота повышается механическая скорость проходки. Флосаль препятствует поглощению раствора в грануляр ных коллекторах.
Др некое (КМЦ) регулирует водоотдачу, способствует форми рованию тонкой непроницаемой фильтрационной корки, предупрежу дает Флокуляцию частиц выбуренной породы. Используется для приготовления растворов на пресной основе.
Д р и с п а к Суперло — полимер, выполняющий функцию КМЦ как в соленой, так и пресной среде. Предупреждает вспучи вание сланцевых глин и возникновение прихватов в случае неожи данного засоления раствора, оказывая антикоагулирующне ден-
172
|
|
Таблица 54 |
Добавки в воду |
Концентрация, |
й |
кг/м* |
||
Технический бентонит |
71,5 |
0,61 |
Сланец (выбуренные частицы) |
85,8 |
0,57 |
Феррохромлигносульфонат |
17,2 |
0,39 |
Лигнит |
17,2 |
0,39 |
Барит |
2574,0 |
0,21 |
Дизельное топливо |
100 |
0,21 |
Карбоксигидратный биополимер |
2,9 |
0,34 |
Желатинизировапный кукурузный |
крах |
|
мал |
11,5 |
0,25 |
Карбоксиметилцеллюлоза натрия |
2,9 |
0,17 |
Полианионная целлюлоза |
2,9 |
0,19 |
Полиакрилат натрия |
5,7 |
0,17 |
Полисахарид, частично превращенный в |
|
|
декстрин |
8,6 |
0,15 |
|
|
Таблица 55 |
Буровые растворы и добавки |
Концентрация, |
й |
кг/м3 |
||
Неутяжеленный буровой раствор на водной основе с |
|
|
добавками: |
|
0,4 4 |
хромового лнгносульфоната |
17,2 |
|
технического бентонита |
4 2 ,9 |
|
Утяжеленный буровой раствор на водной основе с до |
|
|
бавками: |
|
0 ,1 7 |
хромового лнгносульфоната |
17 ,2 |
|
технического бентонита |
4 2 ,9 |
|
барита |
2 5 7 4 ,0 |
|
Неутяжеленный полимерный буровой раствор на вод |
|
|
ной основе с добавками: |
|
0 ,1 7 |
хромового лнгносульфоната |
17,2 |
|
технического бентонита |
4 2 ,9 |
|
полисахарида, частично превращенного вдекстрин |
8 ,6 |
|
Утяжеленный полимерный буровой раствор на водной |
|
|
основе с добавками: |
|
0 ,2 5 |
хромового лнгносульфоната |
17,2 |
|
технического бентонита |
4 2 ,9 |
|
барита |
2574,0 |
|
полисахарида, частично превращенного в декстрин |
8 ,6 |
|
Неутяжеленный буровой раствор на нефтяной основе |
|
0 ,0 8 |
с добавками: |
|
|
дизельного топлива |
700 |
|
воды |
300 |
|
эмульгатора |
4 2 ,9 |
|
реагента, контролирующего фильтрацию |
2 2 ,9 |
|
структурообразователя |
5 ,7 |
|
Неутяжеленный буровой раствор на нефтяной основе |
|
0 ,1 2 |
с добавками: |
|
|
технического бентонита |
4 2 ,9 |
|
сланца (выбуренные частицы) |
172,0 |
|
174
^формаций не уделялось должного внимания. Между тем частицы 'бентонита и сланца несут электрический заряд. При электрическом взаимодействии на стенке скважины из частиц бентонита и слан ца образуется слой, который постепенно увеличивается по толщи не. Вязкий и легкий буровой раствор заполняет пространство между частицами, способствуя агрегатированию частиц. В резуль тате этого процесса, происходящего под действием гидростатиче ского давления, сечение скважины сужается. При спуско-подъем ных операциях и шаблонированин зон сужений долотом происхо дит отрыв корки вместе с породой пласта. Появление в буровом •растворе частиц породы обычно принимают за признаки осыпей и •обвалов стенок скважины. На самом же деле порода не набухала :п не осыпалась, а откалывалась в результате механического воз действия на нее бурильной колонной.
Одно из технологических мероприятий по предупреждению механического разрушения пород — периодическая шаблонировка нижней части ствола скважины, приводящая к нарушению гли нистой корки до того, как ее толщина станет очень большой и она •будет обезвожена. Замечено, что после работы долота более 16 ч •на забое при его подъеме отмечаются сильные затяжки в приза бойной части, а при спуске — посадки. При разрушении сформиро вавшейся глинистой корки происходит накапливание ее частиц в 'растворе, что приводит к образованию глинистых сальников, на пример над долотом. Это часто является причиной прихватов ин струмента.
Так как считают, что нарушение стенок скважины — следствие недостаточного гидростатического давления, при обнаружении признаков обвалообразоваиия утяжеляют буровой раствор бари том. Барит действует по двум направлениям: увеличивает гидро статическое давление и предупреждает налипание частиц слан ца. При введении барита состояние скважины улучшается.
Небезынтересно отметить, что на одной из структур скважины бурили с использованием газа в качестве промывочного агента, •при этом образовались каверны в мягких сланцах. Другую сква жину бурили с промывкой буровым раствором с добавками ба рита. Введение утяжелителя улучшило состояние скважины за счет •того, что гранулярные частицы барита обволакивают частицы •сланца, предотвращая их слипание, при этом глинистая корка на •стенках не формируется, долото свободно движется в стволе сква жины, не скалываяпороду и не вызывая осыпей пород. В то же время при утяжелении раствора снижается скорость бурения. Поэтому целесообразно было бы добавлять в раствор такой мате риал, который бы не увеличивал гидростатическое давление, но предупреждал слипание частиц и формирование агрессивных корок.
Налипание частиц глины на стенки скважины исследуется в работе, где приведены сведения об интервале налипания в нес колько сотен метров, а уменьшение диаметра ствола составляло <3—12 мм. В этой же работе приведен анализ кусков глины, кото-
работах и забуривание второго ствола при промывке раствором на пресной воде), а на ближайшей буровой с использованием обычного пресного раствора — 24 м/сут.
В Юго-Восточном Вайоминге с использованием этого раствора пробурили отложения сильно набухающих вязких сланцев. Эти сланцы содержат много монтмориллонита и мало менее активных глинистых минералов. На соседней скважине было затрачено свы ше 40 дней на бурение и перебурквание пропластка мощностью 2,7 м, залегающего над песчаником Лионе. Четыре раза меняли тип раствора: гипсовый, соленасыщенный, на дизельном топливе с крахмалом и, наконец, известковый с высоким pH. Скважина была ликвидирована без проведения электрометрических работ. Применение полимерной системы с КС1 позволило без потерь вре мени пройти отложения Лионе и провести электрокаротаж и рабо ту с испытателем пластов. Скважина была рекордной как по вре мени бурения (25 дней), так и по числу отработанных долот (13).
В обоих случаях считалось, что причиной осложнений в слан цах были химические и физические явления, но не АВПД. Поли мерный раствор уменьшил тенденцию этих сланцев к набуханию
идиспергированию. Реологические свойства нового раствора спо собствовали снижению эрозии пород стенок скважины, обычна наблюдаемой при промывке растворами, и обеспечению качествен ной очистки ствола скважины.
При применении этого раствора предъявляются повышенные требования к знанию геологии района и к определению минера логического состава осыпающихся глин. От типа глин зависит концентрация КС1. При большом содержании каолинита, хлорита
ииллита требуются меньшие концентрации КС! (3—5%) по срав нению с большим содержанием монтмориллонита. Стабилизация глин не может быть достигнута без создания необходимой для каждого типа глин концентрации КС! и полиакриламида. С этой целью особое внимание уделяется тщательному изучению образ цов керна и шлама из бурившихся по соседству скважин. Для это го проводили рентгеноскопию, исследования по набуханию и дис пергированию, испытания на всестороннее сжатие и адсорбирую щую способность образцов.
Конструкция скважины также зависит от геологии района. Не сцементированные пески третичного периода перекрываются кон дуктором. В дальнейшем в зависимости от глубины скважины возможен спуск промежуточной колонны или хвостовика. Если наблюдаются поглощения или осыпи, спуск хвостовика обязате лен, но при использовании полимерного раствора удается избежать спуска такой колонны.
При бурении под кондуктор экономически целесообразнее ис пользовать обычный раствор с небольшим содержанием твердой фазы до тех пор, пока нет осложнения. При разбуривании слан цев требуется максимальная очистка ствола, так как здесь про исходит сильная эрозия пород, слагающих стенки скважины. Пос ле спуска кондуктора бурение ведется с промывкой водой с до
178
ским и пластовым. Таким образом предотвращается образование корки против проницаемых пластов.
Скорость коррозии при применении полимерной системы с КС1 обычно выше, чем при использовании растворов на пресной воде. Добавлением в буровой раствор реагентов, удаляющих сер нистые соединения, а также введением ингибиторов можно свести коррозию к минимуму. Кроме того, надо поддерживать рН> 10,5. Борьбу с коррозией следует вести с начала бурения скважины. При бурении под кондуктор необходимо устанавливать контроль ные коррозионные кольца и замерять их износ через каждые 4— 5 дней.
Полимерный буровой раствор оказался весьма экономичным там, где обычные растворы не обеспечивают устойчивость креп ких, хрупких, осыпающихся сланцев. Затраты на буровой раствор составляют от 15 до 45 долл, на 1 м проходки в зависимости от глубины бурения. Отмечается снижение затрат на буровой раст вор и общую стоимость бурения на 25—50% по сравнению с ис пользованием обычных растворов на водной основе. Другими преимуществами раствора с КО являются увеличение скорости бурения на 25%, уменьшение механической и химической эрозии сланцев и обеспечение хорошей очистки ствола скважины. Пос ледние результаты бурения показывают, что стабилизация сланцев достигается как в неглубоких, так и в глубоких скважинах.
В США считается доказанным, что на устойчивость пород, сла гающих стенки скважины и, как следствие, на уменьшение веро ятности прихватов положительно влияет не увеличение основных показателей бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, содержание твердой фазы), а поддержание их на возможно низ ком уровне. Так, реализация этого положения позволила резко сократить число прихватов при бурении интервалов неустойчивых и высокопроницаемых пород. Уменьшению числа прихватов спо собствовало также широкое использование УБТ фигурного сече ния и специальных центраторов, снижающих фактическую ruioщадь контакта труб со стенками скважины.
На стабильность ствола положительно влияют: бурение при сбалансированном давлении в системе скважина — пласт, приме нение буровых растворов с минимальным содержанием твердой фазы и контроль за гидратацией глинистых сланцев. Бурение скважин при сбалансированном давлении имеет ряд преиму ществ: возрастает механическая скорость проходки, предотвраща ется возможность прихвата, сокращается число случаев поглощейий бурового раствора. Согласно [39], одну из скважин в интерва ле 3354,5—4599,0 м бурили с использованием раствора, плотность которого была на 240—360 кг/м3 меньше плотности, необходимой для создания на забой давления, равного пластовому. Стабиль ность ствола скважины при этом поддерживали добавлением ор ганических полимеров. Затраты времени на бурение оказались в 1,4—2 раза меньшими, чем при традиционном бурении.
Буровые растворы с низкййГ содержанием твердой фазы часто
180