книги / Прихваты колонн при бурении скважин

фициентах сопротивления (вплоть до f= l), а в скв. 6 Суркуль- ско-Кумская при /<0,4 условие проходимости колонн обеспечива­ ется. Поскольку в самых неблагоприятных условиях коэффициент сопротивления не превышает 0,5, практически на всех участках стволов скважин проходимость колонн, рассчитанная по условиям (50) и (51), соблюдается.

Так как в рассмотренных скважинах все же были остановки колонн, наиболее вероятной причиной их недоспуска следует счи­ тать наличие местных сопротивлений (уступов, каверн, сужений стволов, сальниковобразований), а искривление скважины способ­ ствует направлению конца колонны в зону местных сопротивле­ ний и препятствует входу колонны в ствол скважины вследствие действия сил упругости и веса.

глубине 440—460 м и составляет 7,97 кН/см2, что вполне допусти­ мо для сталей всех групп прочности. Наибольшая сила нормаль­

Общая нагрузка, необходимая для преодоления сил сопротив­ ления движению направляющего участка колонны, везде меньше критической величины, т. е. соблюдается условие (51) проходимо­ сти колонны, и кривизна ствола не может служить причиной не­ доспуска 377-мм обсадной колонны.

Однако следует рассмотреть условия работы бурильной колон­ ны в интервале бурения ниже 700 м. Проверим прочность буриль­ ной колонны для условий, когда она спущена до забоя и состоит из 2000 м 140-мм труб, для которых #1 = 300 Н/м, и 4000 м 114-мм

числяем отдельно растягивающие и изгибающие нагрузки, а так­ же крутящий момент, равный сумме момента, приложенного к до­

Полагаем, что трение труб происходит в O C I I O B I H O M п о муфтам труб диаметром 114 и 140 мм, для которых d равно соответствен­ но 146 и 178 мм.

41

Угол закручивания каждого участка труб

Мкр ,= 1000 + 2 ' ИТ Р + - ^ 1 -

п

Силы сопротивления осевому перемещению колонны рассчиты­ вают в соответствии с изложенной выше методикой, а суммарную растягивающую силу определяют для каждого участка по фор­ муле

Изгибающий момент под действием сил упругости определяет­ ся по формуле (40).

Прочность колонны на совместное действие растягивающих, изгибающих и крутящих нагрузок проверяется по энергетической

т„р=«кр l 2 V - , W = n { d l - d 3mr,

4ih dm —соответственно наружный и внутренний диаметры ко­ лонны.

Так как в процессе бурения и спуско-подъемных операций приложение сил к бурильной колонне носит динамический харак­ тер, коэффициент запаса прочности клт — 0,4-40,5 kcr. Результа­ ты расчетов показывают, что нормальная работа бурильной ко­ лонны в динамических условиях с коэффициентом запаса kAmi= \ tb обеспечивается только при установке в верхней ее части труб из стали группы прочности Л. Кроме того, величина контактной

4 2

нагрузки замков бурильных труб на обсадную колонну в отдель­ ных интервалах глубин (440—460, 580—600, 680—700 м) достига­ ет 15—16 кН на каждый замок, что явно (недопустимо с точки зрения износа обсадных колонн.

Наряду с искривлением скважины на процесс спуска обсад­ ных колонн существенно влияют параметры, характеризующие со­ стояние ствола. В действительности форма сечения ствола далека от круга, а ось скважины представляет собой линию со сложной пространственной конфигурацией.

Авторы [4] нарушения ствола связывают, во-первых, с воздей­ ствием породоразрушающего инструмента, в результате чего на стенках скважины может образоваться выработка, вытянутая по образующей ствола. Во-вторых, при отклонении оси вращения до­ лота от оси скважины образуются уступы, смещения, перегибы ствола. В-третьих, в процессе бурения образуются желобообразиые выработки и уширения ствола как результат воздействия на стенки скважины элементов бурильной колонны. Наконец, в ство­ ле скважины образуются каверны, сужения, сальники, шламовые пробки.

Необходимо отметить, что с помощью геофизической аппара­ туры практически невозможно зафиксировать наличие локальных нарушений ствола скважины, которые способствуют возникнове­ нию дополнительных сопротивлений движению обсадной колонны. Обычно для оценки возможности спуска в скважину обсадной колонны предварительно спускают элемент обсадной колонны с соответствующей проходимостью.

В работе [4] приведены зависимости проходимости ствола от

где k — коэффициент пропорциональности; AD — величина кольце­ вого зазора (просветность); С — величина, характеризующая жесткость колонны.

Р. Н. Марченко и И. И. Фельдманом по результатам обработ­ ки материалов по креплению 324 глубоких скважин в Краснодар­ ском крае предложена формула

метр скважины; d — наружный диаметр обсадной колонны.

В работе [3] дана формула для определения эффективного диа­ метра, до которого уменьшается реальный диаметр скважины в

В соответствии с необходимым эффективным диаметром и диа­ метром обсадной колонны рекомендованы минимальные диаметры

43

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ

ВЛИЯНИЕ ФАЗОВОГО СОСТАВА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ЕГО ПРИХВАТООПАСНОСТЬ

В возникновении прихватов, вызванных действием перепада давления [25], существенная роль отводится свойствам буровых растворов и фильтрационных корок, т. е. большое значение имеют коэффициенты трения /, адгезии-а и гидропроводиости /г,,/|л(/гк— проницаемость фильтрационной корки, р — вязкость фильтрата). Коэффициенты f и и зависят от вида химической обработки раст­ вора, количественного и качественного состава жидкой и твердой фаз бурового раствора, а также смазочных добавок. На гидропро­ водность корки, косвенно оцениваемую величиной водоотдачи бу­ рового раствора, влияют состав водной и твердой фаз раствора, химическая обработка, температура среды.

Одним из важных компонентов бурового раствора, определяю­ щих его прихватоопасность, является утяжелитель. Исследования­ ми [31] установлено, что наиболее абразивны магнетит, гематит, менее барит, известняк. С увеличением абразивности растет фрикционная способность; абразивность утяжелителя тем больше, чем крупнее его помол. Указанное наглядно подтверждается дан­ ными табл. 14, из которой видно, что из растворов с практически

его прихватоспособность. Известно, что качество глин определя­ ется коэффициентом коллоидальности /С, величина которого ко­ леблется от 0,2 до 0,96 [19]. В исследованных нами буровых раст­ ворах содержание коллоидных частиц С колебалось в пределах

(Г — содержание глины, %).

Поскольку коллоидальность определяет гидропроводность кор­ ки, она влияет и на ее прихватоопасность. Исследования, методи­ ка проведения которых описана в работе [7], показали, что при одинаковой плотности раствора (р = 1350 кг/м3) снижение кол­ лоидальности С ниже 6% интенсивно ускоряет рост сил прихвата (рис. 10), а при С = 6ч -10 % силы прихвата практически не изме­ няются.

Увеличение коллоидального комплекса, особенно в начальной стадии (от 0 до 6%), приводит к интенсивному снижению водо­ отдачи, что вполне объяснимо, так как с повышением коллоидаль­ ности возрастает кольматирующая способность раствора, приво­ дящая к снижению проницаемости системы пласт — фильтрацион­ ная корка. В связи с этим очень важным технологическим меро­ приятием по предупреждению прихватов, вызванных действием

45

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