1. Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны

Вид материала

Документы

Содержание Известковые растворы с высоким рН Безглинистые солестойкие растворы (БСК) Кальциевые растворы Известковые растворы с низким рН Гипсоизвестковые растворы Хлоркальциевые растворы (ХКР) Калиевые растворы Силикатные растворы Гидрофобизирующие растворы Соленасыщенные растворы Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор. Стабилизированный соленасыщенный раствор Раствор на основе гидрогеля магния Растворы на нефтяной основе Известково-битумный раствор (ИБР) Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) Термостойкий инвертно-эмулъсионный раствор (ТИЭР) Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмуль­гатора эмульсина ЭК-1 Газообразные промывочные агенты ... Полное содержание

Подобный материал:

• «Диссертационный совет», 290.36kb.
• С. М. Кирова Кафедра "Техническая механика" курсовойпроек т на тему: "Расчет поворотного, 848.17kb.
• П. 16. Работы по монтажу металлических конструкций, 96.26kb.
• Основные элементы и конструктивные схемы зданий, 194.1kb.
• Учет и планирование контингента студентов; формирование учебной нагрузки и списка учебных, 316.95kb.
• Государственный стандарт СССР гост 25628-90 "Колонны железобетонные для одноэтажных, 708.47kb.
• Кыргызско-турецкий университет «манас» силлабус, 133.57kb.
• Г. В. Плеханова Раздаточный материал к проектно-сценарному семинар, 1612.53kb.
• План работы мо учителей информатики моу лицея №23 на 2009 20010 уч год, 43.61kb.
• Нормальный закон распределения наработки до отказа классическое нормальное распределение, 68.45kb.

Известковые растворы с высоким рН

Сложные многокомпо­нентные системы, включающие, кроме глины и воды, четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоид­ных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известко­вых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбу­ренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки сква­жины, уменьшается опасность прихватов. В отличие от алюминатных из­вестковые растворы ограниченно солестойкости (до 5 % по NaCl). На при­готовление 1 м³ известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 —30, кау­стика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя - до получения раствора требуе­мой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м³ КМЦ (или гипана) или 20 - 30 кг/м³ КССБ-4.

Значения показателей растворов могут изменяться в широких преде­лах: плотность 1,08 — 2,2 г/см³, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см³/30 мин, CHQ = 6+24 дПа, рН = 11+12,5. Содержа­ние извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л.

Известковые растворы применяют до температуры 100—120 °С.

Безглинистые солестойкие растворы (БСК)

Состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применя­ются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложе­ний, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных тем­пературных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсут­ствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых по­родах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые со­единения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого рас­твора.

Недостатки этих растворов - низкая термостойкость и высокая ще­лочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вслед­ствие высокой щелочности раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы

Ингибирующие буровые глинистые раство­ры, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов -понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специаль­ные вещества — носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода вы­буренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в каль­циевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковые растворы с низким рН

Кальциевые буровые раство­ры, содержащие в качестве ингибитора - носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9 — 9,5). Эти растворы предназна­чены для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 160 °Ñ.

На приготовление 1 м³ известкового раствора с низким рН требует­ся (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пеногасителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового мо­лока (плотностью 1,10-1,12 г/см³) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких преде­лах: плотность 1,04 — 2,2 г/см³, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4-8 см³/мин, CHCi = 12+60 дПа, СНСю = 30+90 дПа, рН = 8,5÷9,5.


Гипсоизвестковые растворы

Ингибирующие кальциевые растворы,

содержащие в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококол­лоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °Ñ).

На приготовление 1 м³ гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)₂ (или КОН) - 2-3, КМЦ 3-5, Na₂Cr₂O₇ (или К₂Сг₂О₇) 0,5-1, гипса (или алеба­стра) 15 — 20, пеногасителя 3 — 5, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Хлоркальциевые растворы (ХКР)

Ингибирующие кальциевые рас­творы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ин-гибирование, составляет 3 — 5 г/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов.

Термостойкость его ограничена (100 °С).

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обра­батывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пеногаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 — 30 с, CHCi = 12+24 дПа, СНСю = 30+60 дПа, показатель фильтрации 3-5 см³/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.


Калиевые растворы

Содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при

рН = 9+10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глини­стых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отли­чающихся составом и некоторыми свойствами.

Силикатные растворы

Содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат на­трия.

Показатели раствора: плотность 1,05 — 2,0 г/см³, условная вязкость 20 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см³/30 мин; CHCi 40 дПа, рН = 8,5+9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостой­ким, находится в пределах 8,5 — 9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитово­го глинопорошка с добавкой УЩР.


Гидрофобизирующие растворы

Содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем-нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперси­онной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего дей­ствия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качест­ве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения.

В состав раствора, кроме ГКЖ, входят вода, глина и полимерный реа­гент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, поликридамид в со­четании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабили­зирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются тер­мостойкими.

Для приготовления 1 м³ глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 — 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 — 5, ОП-10 10 — 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 — 888, смеси СНАН (мыло-нафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 — 70.

Свойства раствора: плотность 1,06—1,18 г/см³, вязкость 18 —20 с, пока­затель фильтрации 3-5 см³/30 мин, CHCi = 6+18 дПа, СНСю = 12+24 дПа, рН = 8÷9.

Соленасыщенные растворы

Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обрабо­танного реагентами — понизителями фильтрации, и соленасыщенного гли­нистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор.

В со­став этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазываю­щих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности - утяжелитель. Такой раствор может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят каль­цинированную и каустическую соду.

После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимос­ти - утяжелитель.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см³, условная вязкость 20-40 с, CHCi = 12+36 дПа, СНСю = 24+72 дПа, показатель фильтрации не регла­ментируется, рН = 7+8.

Стабилизированный соленасыщенный раствор.

Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бу­рения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соле-насыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого по­лимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100; 140; 220 °С.

Раствор на основе гидрогеля магния

Раствор состоит из воды и поли­мерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей до­бавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидрокси-дом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния. Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, по­вышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями маг­ния, используют для разбуривания соленосных пород - бишофита, карнал­лита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При цир­куляции через скважину добавляют 1,5-2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или «молока». Через 1-2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вяз­кость повысится до 30-40 с, a CHCi - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент - понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно доба­вить 5-10 % оксида или гидроксида магния.

Растворы на нефтяной основе

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и преду­преждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяют­ся буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскры­тия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР)

Раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а

дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухаю­щих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущест­венно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пла­стов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостой­кость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С).

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных ма­териалов, используемых для приготовления ИБР, компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптималь­ное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные б. ВНИИКРнефтью совместно с б. ГАНГ им. И.М. Губ­кина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содер­жание воды, не превышающее 2-3 %.


Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

Инвертная эмульсия (эмульсия рода II) на основе известково-битумного раствора, со­держащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет более высокую фильтра­цию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180— 190 °С).

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.


Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

Разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, полу­чаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предна­значен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильно­стью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м³: дизельное топливо или нефть

450 л; водный раствор соли МдС1₂, СаС1₂ или NaCl₂ 450 л, СМАД 30-40 л; эмуль­гатор (эмультал) 15-20 л; бентонит 10-15 кг, барит - до получения раствора необходимой плотности.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введени­ем в его состав окисленного битума в виде 15—20%-ного битумного концен­трата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м³), при 100-120 °С - 2 % (20 кг на 1 м³), при более высокой температуре (140−150 °Ñ) − 3 % (30 кг на 1³).

Термостойкий инвертно-эмулъсионный раствор (ТИЭР)

Разработан со­вместно ВНИИБТ и СевкавНИПИнефтью. ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля, катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и орга-нофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базо­вой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной темпе­ратурой до 200 °С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечивае­мой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой ско­ростью набора прочности структуры.

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость 60+90 мПа-с, CHCi = = 12÷85 дПа, СНСю = 24÷110 .

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной ба­зовой эмульсии.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмуль­гатора эмульсина ЭК-1

Разработана в б. ВНИИКРнефти. Она обладает вы­сокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрес­сии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабиль­ность ее свойств в процессе бурения.

Работа с растворами на нефтяной основе проводится в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтедобывающей промышлен­ности. Однако вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе должны соблюдаться специальные положения и правила.

Газообразные промывочные агенты

В качестве газообразных агентов при бурении скважин исполь­зуют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистраль­ных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При бурении скважин и вскрытии продуктивного пласта наибольшее распространение получило использование сжатого воздуха или газа по схеме прямой циркуляции.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке


3. Поглощение бурового раствора. Причины возникновения. Способы ликвидации.

Поглощения в скважинах буровых растворов является одним из основных видов осложнений.

Установить какие-либо закономерности возникновения погло­щений и выбрать эффективные мероприятия и технологию проведения работ по предупреждению и ликвидации поглощений из-за большого числа факторов, обусловливающих явление поглощения, очень сложно. Поэтому стали использовать вероятностно-статистические методы для прогнозиро­вания зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями.

Поглощения буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходи­мых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротив­ляемостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород, и в щели проникает жидкость.

Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представле­ны пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Пористые пес-чано-алевритовые породы имеют трещины и обладают поровой трещинной проницаемостью, трещиноватые породы имеют межзерновую пористость, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.

Проницаемость песчано-глинистых пород зависит от размеров пор, которые могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапил­лярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, являющиеся путями движения жидкости и газа.

В мелко- и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные поглощения буровых растворов не происходят, так как образующаяся при фильтрации раствора в пласт глинистая корка на стенке скважи­ны имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раство­ра в пласт. В крупнозернистых песчаниках и алевролитах раствор фильт­руется с большой скоростью. Еще больше раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диаметром 1-5 мм и более.

Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и ко­ралловые известняки. Ко вторым — все известняки и доломиты, порис­тость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обу­словлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высокую порис­тость, но их пустоты не все сообщаются между собой, что снижает их про­ницаемость. Известняки со вторичной пористостью являются хорошими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также обладают высокой про­ницаемостью.

Аномально низкие пластовые давления (АНПД) приурочиваются к верхней части разрезов воздымающихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в пониженные участки земной коры.

Погружение осадочных пород на большие глубины приводит к их уп­лотнению и отжатию поровых вод.

Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давле­ния приводит к расширению их пустотного пространства за счет дефор­маций скелета. По указанным причинам давления в верхней части разре­за могут установиться аномально низкими.

В областях, где осадконакопление происходило относительно медленно (платформа, плита и т.д.), породы за длительные геологические отрезки времени уплотняются и цементируются так, что при снятии нагрузки упру­гого разуплотнения плотных и крепкосцементированных пород почти не происходит. В таких районах основная причина возникновения АНПД — снижение температуры пород. К таким областям относятся, в частности, районы Урало-Поволжья (до 600-1500 м).

АНПД могут фиксироваться также в артезианских бассейнах. Такие случаи АНПД объясняются тем, что альтитуда устья скважины находится выше линии напора вод от области питания к области разгрузки.

Поглощение буровых и цементных растворов связано также с гидро­разрывом пластов (ГРП). Физическая сущность и механизм гидроразрыва изучены главным образом в связи с выявлением возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития тре­щин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одно­временно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтра­цией жидкости в горных породах.

ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на небольших глубинах происходят при давлениях столба бурового раствора, значи­тельно меньших геостатических давлений. С глубиной давления ГРП воз­растают и на больших глубинах приближаются к геостатическому дав­лению. Подобное явление наблюдается и в районах спокойного зале­гания горных пород, где проявление тектонических напряжений мало­вероятно, и в районах напряженной складчатости. Возрастание давлений ГРП с глубиной различные исследователи объясняют по-разному.

По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах а_х, ст_у меньше вертикальной составляющей a_z на значение коэффициента бо­кового распора а:



Значение а зависит от коэффициента Пуассона v для рассматриваемой породы.

Предполагается, что с глубиной под действием больших геостатиче­ских давлений и температур породы становятся более пластичными, и ст_х, ст_г и ct_z постепенно выравниваются, что может обусловить увеличение давле­ний ГРП. Согласно этой точке зрения, образующиеся в пластах трещины гидроразрыва должны быть преимущественно вертикальными.

Рассмотренные причины ГРП при давлениях меньше геостатических позволяют объяснить многие особенности ГРП в осадочных толщах. Так, в монолитной однородной толще пород напряжения в приствольной зоне скважины почти не меняются, и для ее гидроразрыва необходимо создать давление в скважине, близкое или превышающее геостатическое. Если ствол скважины длительное время не закреплен колонной, то деформации глинистых пластов увеличиваются, напряжения в породах вблизи ствола скважины снижаются, что приводит к уменьшению давления ГРП.

На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения динамического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Связано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказывают большее гидродинамическое давление на стенки трещин разры­ва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости.

Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости.

Буровые и цементные растворы по своим физическим, структурно-ме­ханическим свойствам в процессе расширения трещины значительно отли­чаются от жидкостей разрыва, применяемых в нефтедобыче. Они также являются вязкопластическими жидкостями, но имеют высокую водоотдачу.

Водоотдача цементного раствора может быть в десятки раз боль­ше водоотдачи бурового раствора на водной основе.

Цементные растворы при наличии пористой (трещиноватой) прони­цаемой среды склонны не только отфильтровывать свою, но и пропускать.

Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтега­зоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреж­дения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, дейст­вующего на стенки скважины при выполнении в ней различных опе­раций.

Мероприятия сводятся к обеспечению мини­мального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях свое­временного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к ин­тервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических меро­приятий: добавка наполнителей в буровые растворы, регулирование их плотности и структурных параметров, скорости спуска инструмента с целью максимально возможного снижения давления.

Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основан­ных на снижении перепадов давления на поглощающие пласты, нераз­рывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесном давлении в системе скважина - пласт.

Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на определенную глубину и загустевая в каналах поглощения, создает дополнительное пре­пятствие на пути движения буровому раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприя­тий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротивления за­висит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникновения раствора в пласт.

Буровые растворы, обладающие высокими значениями вязкости, ста­тического и динамического напряжений сдвига, находят применение как профилактическая мера при проводке скважин в склонных к поглощени­ям отложениях, которыми представлена верхняя часть вскрываемого раз­реза. При бурении таких скважин имеется большой зазор между буриль­ными трубами и стенкой скважины. С ростом же глубины взаимосвязь между х₀ и Аро будет усиливаться, т.е. увеличение предельного напряжения сдвига для растворов, используемых, при борьбе с осложнениями, является малоэффективным. Лучших результатов можно добиться, применяя рас­творы с высокой вязкостью, обработанные реагентами, не увеличивающи­ми х₀. Особенно эффективными оказались бы растворы, у которых гидрав­лическое сопротивление в затрубном пространстве мало изменялось с рос­том скорости сдвига, но при этом сильно возрастало сопротивление при фильтрации в пористой среде.

Установлено, что вязкоупругие жидкости являются оптимальными бу­ровыми растворами при прохождении зон поглощения. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве возникают малые сопротивле­ния, причем эти жидкости одновременно обладают высокой вязкостью при движении в сужающихся частях поглощающих каналов. Благодаря этому интенсивность поглощения снижается как вследствие высокого со­противления при движении растворов в пласте, так и вследствие уменьше­ния давления на поглощающий пласт.

Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают спо­собностью уменьшать приемистость породы в результате адсорбции и механического улавливания полимера породой.

К числу полимеров, оказывающих сильное влияние на подвижность в пористой среде, следует отнести полиакриламиды, полиоксиэтилен, суль­фат поливинилового спирта и др. Все указанные полимеры при слабых концентрациях придают жидкости вязкоупругие свойства, благодаря че­му возникает дополнительное сопротивление при фильтрации ее в порис­той среде. При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с боль­шим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степен­ному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне сква­жины.

Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает по­ложительные результаты так как глубина их проникновения с ростом ин­тенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вяз­кости по степенному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластических смесей, обладающих вы­сокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.

Основой для способа активного воздействия на характер течения жид­кости в призабойной зоне поглощающего пласта может служить явление фазовой проницаемости в пористой среде.

Сущность явления фазовой проницаемости состоит в увеличении со­противления движению подвижной фазы в пористой среде, заполненной многокомпонентной смесью. При движении жидкости в пористой среде на значение проницаемости (для движущейся жидкости) влияет присутствие других жидкостей в поровом пространстве пласта, даже если они остаются неподвижными. Если в поглощающем пласте присутствует несколько жидванной жидкостью, определяется глубиной скважины, отношением расхода воздуха и раствора в нормальных условиях и плотностью промывочной жидкости.

Испытаны модифицированные стабильные пены, которые открывают широкие возможности их применения не только для прохождения зон по­глощений, но и при разбуривании вечномерзлых пород, а также при буре­нии в районах с повышенным геотермическим градиентом.

Технология бурения с использованием модифицированной стабильной пены (МСП) (методика фирмы «Мобил Ойл») следующая: при встрече водоносного горизонта в подаваемый в скважину воздушный поток вво­дится бентонитовый раствор с высоким содержанием пенообразующего ПАВ. В результате контакта воздушной струи с пластовой водой образуется стабильная пена, что приводит к увеличению выносной способности воз­душного потока. Пенообразующее ПАВ в своем составе содержит гиль-сонит.

Во ВНИИБТ разработан способ резкого снижения проницаемости по­глощающего пласта, который заключается в нагнетании непосредственно в зону поглощения аэрированной жидкости, которая создает в поглощающем пласте воздушно-жидкостную блокаду.

При закачке аэрированной жидкости в поглощающие пласты, пред­ставленные трещиноватыми и кавернозными отложениями, не всегда обес­печивается устойчивое равновесие в скважине, поэтому рекомендуется вслед за закачкой аэрированной жидкости цементировать зону погло­щения.

Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов. В качестве закупори­вающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью че­шую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, волокна сахарного тросника, ореховую скорлупу, гранулиро­ванные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бобы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или составляемых перед использованием. Особое внимание уделяется обеспечению «плотной» упа­ковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упаковка частиц отвечает условию распределения их по размерам по закону геометрической прогрессии.

Наполнители по качественной характеристике подразделяются на во­локнистые, пластинчатые и зернистые.

Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетические материалы. Тип и размер волокна значительно влияют на качество работ. Важна устойчивость воло­кон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают хорошие ре­зультаты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зернами диаметром до 25 мм, а также при закупоривании трещин в крупнозерни­стых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.

Пластинчатые материалы пригодны для закупорки пластов крупнозер­нистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

Зернистые материалы: перлит, измельченная резина, кусочки пласт­массы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупо­ривают пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хоро­шие результаты в гравийных пластах с диаметром зерен до 9-12 мм. Оре­ховая скорлупа размером 2,5 мм и менее закупоривает трещины размером до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина закупоривают трещины размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещин в 2 раза больше, чем при использовании волокнистых или пластинчатых мате­риалов.

При отсутствии данных о размерах зерен и трещин поглощающего го­ризонта применяют смеси волокнистых с пластинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зерни­стыми материалами, а также при смешивании зернистых материалов: перлита с резиной или ореховой скорлупой.

В США используют смеси наполнителей под различными фирменными названиями, например «Тем-Плаг», состоящий из смолы и скорлупы зем­ляных орехов, причем твердая растворимая нефтяная смола составляет 75 %, а скорлупа - 25 % по массе. Смола содержится в виде частиц разме­ром меньше 3 мм, а скорлупа остается на сите № 8.

«Квик-сил» - сочетание наполнителей различных размеров и формы (гранулированного, хлопьевидного и волокнистого) в соответствии со стан­дартом АНИ; смеси на основе СаСо₃ для «лучшего сцепления при закупо­ривании каналов поглощения жидкости», а наличие одновременно мрамора и известняка позволяло «запрессовывать» каналы и поры. Формирование такой пробки должно продолжаться до тех пор, пока она не уплотнится настолько, что не будет пропускать мельчайших твердых частиц, кроме фильтрата.

Закупоривающая способность конечных растворов проверялась в ла­бораторных условиях на искусственных трещинах. При этом несущие рас­творы с большой водоотдачей оказались весьма эффективными.

Важнейшими свойствами наполнителей являются: наличие оптималь­ного распределения размеров частиц, форма, масса или плотность частиц, их жесткость и инертность. Максимальный размер частиц определяется сечением поглощающих каналов. Материалы, состоящие из однородных по размерам частиц (пластинчатые материалы), не образуют корки, перекры­вающей отверстия. Волокнистые материалы, содержащие волокна различ­ных длин и диаметров, образуют непроницаемую корку, но часто волокна не выдерживают перепада давлений и разрываются, и потеря циркуляции возобновляется.

Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях яв­ляется высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и закупоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого обра­зуется тонкая и плотная глинистая корка.

В зарубежной практике при изоляции зон поглощений буровых растворов получила применение так называемая «жидкая глина». Применение «жидкой глины» не рекомендуется при потере циркуляции в результате поглощения бурового раствора кавернозными пластами. Применение «жидкой глины» дает хорошие результаты в тех случаях, когда раствор по­глощается трещинами, образовавшимися или раскрывшимися в процессе бурения, а также при изоляции трещин естественного происхождения. Действие «жидкой глины» основано на быстром оседании из раствора твердых частиц, способных закупоривать трещины.

Размер частиц наполнителя выбирают с учетом того, что в канал круг­лого сечения свободно проходят частицы, размер которых менее 1/3, а в щель - частицы размером менее 1/2 ее раскрытости.

Исследования и промысловый опыт показывают, что при роторном способе бурения наилучшие результаты получены, если в буровой раствор вводить до 20-30 кг/м наполнителя, а при турбинном - до 5 кг/м³.

Оптимальные количества вводимых в раствор наполнителей, при кото­рых не нарушается нормальное бурение скважины, приведены в табл. 7.1 (В.И. Крылов, Н.И. Сухенко).

В случае если при бурении турбинным способом добавка наполнителя в указанном количестве не предотвращает поглощения бурового раствора, следует по возможности перейти на роторное бурение зоны поглощения и увеличить количество добавляемого наполнителя.

Оптимальным материалом, удовлетворяющим любым условиям, может быть только гетерогенная смесь, состоящая из различных по форме и свой­ствам компонентов. В России значительно расширились ассортимент и объем применения наполнителей. Наиболее часто используемые: опилки древесные, кордное волокно, дробленая резина, хромовая стружка, кожа-«горох», слюда-чешуйка, крошка, ореховая скорлупа, шлам, крупноразмер­ная резина и др. В зависимости от интенсивности поглощения, параметров поглощающего пласта, состояния уровня раствора в скважине, количества зон поглощения применяют различные технологические приемы по намыву наполнителей.

При наличии нескольких зон поглощения изоляционные работы про­водят с установкой гидромеханического пакера с целью разобщения зон. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб при одной зоне поглощения. При намыве наполнителей через пакер по­следний устанавливают на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта. На­гнетательную линию цементировочных агрегатов соединяют с патрубком бурового стояка. Наполнитель равномерно подают в приемный чан цемен тировочного агрегата и после перемешивания закачивают в бурильные трубы. Намывают наполнители на воде или буровом растворе. После дос­тижения заданного давления на устье для конкретной площади с целью оп­ределения эффективности намыва в зону поглощения пакер освобождают, и бурильные трубы спускают на 10—15 м ниже подошвы поглощающего пласта. Если значение приемистости остается без изменения, то наполни­тель намывают повторно. Причем меняют размер наполнителей и их ком­понентный состав. При отсутствии большого эффекта от намыва наполни­телей процесс продолжается до снижения интенсивности поглощения на 30-40 % от первоначального. Дальнейшие изоляционные работы проводят тампонажной смесью.

При динамическом уровне жидкости в скважине ниже ее устья напол­нители намывают через воронку, установленную на верхней муфте бу­рильных труб, одновременно в воронку подается жидкость с постоянным расходом и засыпается наполнитель небольшими порциями (до 6 % от объ­ема жидкости намыва), который увлекается потоком и уносится в зону по­глощения.

При высокой интенсивности поглощения широко применяют тампоны типа «мягких пробок». В практике применяются следующие виды там­понов:

смесь бурового раствора с наполнителями (или их смесью);

бентонито-битумная паста;

тампоны на углеводородной основе: соляробентонитовая смесь (СБС) с добавкой или без добавки ПАВ, нефтебентонитовая смесь

замазки;

латекс.

Целесообразно применение в тампоне гранулярных, волокнистых и пластинчатых наполнителей в сочетании 1:2:2. Объем тампона обычно не менее 5—10 м³. Тампон готовят следующим образом. Цементировочный аг­регат обвязывают с цементно-смесительной машиной, затаренной глинопорошком. При этом выкидную трубу смесителя устанавливают так, чтобы струя глинистого раствора била в сетку чана. В процессе приготовления смеси один рабочий очищает сетку чана, второй загружает необходимое количество наполнителей в чан агрегата, третий перемещает выкидную трубу смесителя вдоль сетки, очищает ее гидравлической струей. Тампоны обычно приготовляют на глинистом растворе плотностью 1,1-1,14 г/см³ и вязкостью 25-60 с. по ПВ-5.

Если при ликвидации поглощения тампоны из одной комбинации на­полнителей не дают положительного результата, приготовляют комбинации наполнителей разного размера.

При частичном поглощении применяют тампоны из соляробентонито-вой или нефтебентонитовой смеси. Состав СБС: а) без добавок ПАВ — 1 м³ дизельного топлива и 1—1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ — 1 м³ дизельного топлива, 1,2—1,5 т бентонитовой глины и 0,5 % ПАВ (от мас­сы смеси). ПАВ придает подвижность СБС и способствует лучшему от­делению дизельного топлива от смеси. В качестве ПАВ используют крезол и др.

Наиболее распространенным методом изоляции поглощающих пластов является закачка в скважину цементной смеси, приготовленной на поверхности. Технологические условия применения таких смесей и основ­ное их назначение предъявляют противоречивые требования к структурно-механическим свойствам тампонирующих растворов. Необходимо, чтобы во время приготовления и транспортировки по трубам смесь была подвиж­ной. При поступлении смеси в каналы поглощающего пласта она должна иметь выраженную структуру, прочность которой быстро возрастает и че­рез 8-10 ч выдерживает определенную нагрузку, т.е. смесь должна пройти ряд превращений, изменяя в определенные моменты свое состояние от жидкотекучего до пластично-вязкого и наконец твердого с определенными физико-механическими характеристиками. Смесь должна легко регулиро­ваться при температурах и давлениях для изменения структурно-механических свойств и плотности.

Менее распространены способы изоляции поглощающего пласта, ос­нованные на использовании смесей, приобретающих необходимые свойст­ва в скважине за счет смешения двух компонентов в зоне поглощения (па­раллельная закачка двух растворов по двум рядам труб, использование глу­бинного смесителя и т.д.).

По В.И. Крылову, необходимыми требованиями, предъявляемыми к тампонажным смесям, используемым для изоляции зон поглощения, явля­ются вязкоупругие и дилатантные свойства. На рис. 7.3 приводится клас­сификация тампонажных смесей, применяемых для изоляции зон погло­щения.

Применительно к портландцементу (тампонажные цементы для «хо­лодных» и «горячих» скважин) первой стадией структурообразования явля­ется возникновение коагуляционной структуры исходных частиц цемента и гидратных новообразований. На второй стадии развивается сплошная рых­лая кристаллизационная структура гидроалюмината, которая обычно раз­рушается при перемешивании раствора. Третья стадия - это образование кристаллизационной структуры гидросиликатов.

В подавляющем большинстве скважин изоляционные работы, как пра­вило, производятся чистыми портландцементными растворами, тогда как физико-механические свойства камня возрастают в случае введения в них кварцевого песка, особенно при высоких температурах и давлениях.

Конечные результаты формирования цементного камня в скважине, являющиеся следствием физико-химических процессов, протекающих на фоне образования коагуляционной и кристаллизационной структуры (за-густевания и твердения тампонажного раствора), а также скорость проте­кания этих процессов определяются водоцементным отношением (чем ни­же температура, тем существеннее), условиями твердения, в первую оче­редь температурой (чем выше температура, тем активнее), давлением, природой цемента, а также количеством и природой химических реагентов (активаторов, замедлителей и стабилизаторов).

На диспергацию твердой фазы и ускорение загустевания и схватыва­ния цементных растворов влияют не только абсолютное значение давления, но и колебания давления, возникающие при закачке растворов в скважину.

Одновременное колебание температуры и давления (по программе из­менения условий при закачке и движении тампонажного раствора) значи­тельно влияет на время загустевания раствора, которое отличается от вре­мени загустевания, определяемого при забойных температурах и давлении.

Подавляющее число операций по изоляции поглощающих пластов осуществляется растворами, пастами и быстросхватывающимися смесями приготовленными из тампонажных цементов.

Тампонажные смеси на основе минеральных вяжущих

Быстросхватывающиеся смеси могут быть получены на основе специальных цементов - глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццола-нового.

Глиноземистый цемент используют как добавку к тампонажному це­менту в количестве не более 10-20 % массы смеси. При этом начало схва­тывания при В/Ц = 0,5 может быть снижено до 20 мин. Предел прочности при твердении в пластовой воде через 2 сут составляет 1,4-1,7 МПа. При вводе в глиноземистый цемент до 4 % фтористого натрия начало схватыва­ния составляет до 35 мин, при этом растекаемость, плотность смеси и прочность камня изменяются незначительно.

Пуццолановый цемент получают добавлением к тампонажному цемен­ту активных минеральных добавок (опока, трепел, диатомит) в количестве 30-50 % массы цемента. Для регулирования сроков схватывания использу­ют ускорители схватывания (хлорид кальция, кальцинированная сода и др.) в количестве 4-6 % массы сухой цементной смеси. Пуццолановые смеси отличаются более интенсивным загустеванием и меньшей плотно­стью (1,65-1,7 г/см³) по сравнению с цементными растворами без активных минеральных добавок.

Для изоляции пластов с температурой 25-30 °С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавле­нием замедлителей схватывания. Так как свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В ка­честве замедлителей схватывания применяют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др.


4. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок скважин

Накопленный опыт бурения позволяет выделить основные виды нару­шений целостности стенок скважины и классифицировать их по видам.

Обвалы (осыпи)

Происходят при прохождении уплотненных глин, ар­гиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения промывочной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осы­пям). Кроме того, проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуха­нию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обуслов­ливающих сжатие пород. Величина горного давления при этом значительно превышает давление со стороны столба промывочной жидкости. Характер­ными признаками обвалов (осыпей) является: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и посадки бурильной колонны; иногда — выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварий­ность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению скорости бурения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой химиче­ски обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и по возможности высокую плотность;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака­ последующей колонны долотами одного размера;
в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном простран­стве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без дви­жения.

Набухание

Происходит при прохождении глин, от уплотненных глин, в дельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания явля­ются:

1. бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, спо­собствующие увеличению предельного напряжения сдвига и уменьшению структурно-адсорбционных деформаций;
   
2. правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;
   
3. после приготовления бурового раствора, отвечающего требованиям указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями
   давления при спускоподъемных операциях;
   
4. выполнение рекомендаций б, в, г, д, е и ж, перечисленных выше,как меры предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).
   

Ползучесть

Этот вид осложнения происходит при прохождении вы­сокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргил­литов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникаю­щих напряжений деформироваться со временем, т.е. ползти и выпучивать­ся в ствол скважины.

В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пла­ста (горизонта) — глины, глинистых сланцев или соляных пород — сложе­ны устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение мо­жет происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизон­та) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например, соляными), склонными к ползуче­сти. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и с увеличением температуры пород. Характерными признаками ползуче­сти являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение буриль­ной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести явля­ются:

1. разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми растворами;
   
2. правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;
   
3. использование при бурении вертикальных скважин такой компо­новки бурильной колонны, при которой искривление скважин не допуска­ется;
   
4. при цементировании обсадных колонн подъем цементного раствора в затрубном пространстве производить на 50—100 м выше отложений, ко­торые представлены породами, склонными к ползучести.
   

Желобообразование

Может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования — большие углы перегиба ствола скважины, большая масса единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искрив­ленных и наклонно направленных скважин. Характерные признаки обра­зования в скважине желоба — проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. Установлено, что образование желобов при использовании утяжеленного бурового раствора характеризуется меньшей интенсивностью, чем в процессе применения необработанного глинистого раствора. В условиях желобообразования опасность заклинива­ния возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 м

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразова­ния являются:

1. использование при бурении вертикальных скважин такой компо­новки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к
   минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;
   
2. стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесооб­разно, переход на бурение алмазными долотами;
   
3. использование предохранительных резиновых колец;
   
4. при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшество­вать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);
   
5. при бурении наклонно направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах стремление к тому, чтобы отношение наруж­ного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба было не менее 1,35 —1,40.
   

Растворение

Происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях — потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сло­женных однородными соляными породами, независимо от скорости восхо­дящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыще­ния промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При не­большой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвраще­ния их интенсивного растворения — бурение с применением безвод­ных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгор-скита.

Потеря устойчивости горных пород вызывает увеличение диаметра ствола против его номинального диаметра, соответствующего диаметру до­лота. Наличие интервалов с увеличенным диаметром ствола можно определить по кавернограмме, которую получают с помощью специального при­бора — каверномера.

Кавернозность стволов скважин, как правило, увеличивается во вре­мени.

Во второй половине 50-х годов XX в. Ю.В. Вадецкий предложил ис­пользовать многократную кавернометрию для оценки устойчивости горных пород. С тех пор этот способ широко применяют в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффектив­ность используемых методов для предотвращения осложнений, разрабаты­вать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с наруше­ниями целостности стенок скважин.


5. Принципы расчета обсадных колонн

Анализ большого промыслового материала по креплению глубоких скважин в различных геологических условиях свиде­тельствует о том, что фактический запас прочности обсадных колонн отличается от расчетного. На месторождениях, в разре­зе которых отсутствуют высокопластичные отложения и гори­зонты с АВПД, обсадные колонны успешно противостоят дей­ствующим в скважинах нагрузкам при расчетном коэффициен­та запаса прочности меньше 1. На месторождениях со сложны­ми геологическими условиями бурения обсадные колонны ока­зались поврежденными при расчетных коэффициентах запаса прочности 1,5 и более. Все это свидетельствует о том, что при­меняемые методы расчета обсадных колонн не всегда отвечают конкретным условиям их работы в глубоких скважинах. Основ­ные причины повреждения обсадных колонн следующие:

неправильное определение действующих в скважине нагру­зок на обсадные трубы;

неточное определение прочностных показателей обсадных труб;

спуск в скважину некачественных труб;

повреждение труб в процессе спуска колонн;

износ и повреждение промежуточных колонн бурильным инструментом в процессе работы в обсаженной скважине;

стихийные явления.

Ниже приведены некоторые методы расчета нагрузок, дей­ствующих на обсадную колонну в скважине, и прочностных по­казателей труб.


Расчет обсадных колонн

Определение наружного давления. Методика Г.М. Саркисова.

Расчетное наружное давление определяется по составному столбу бурового и тампонажного растворов с учетом разгрузки цементного кольца. В отдельных случаях для скважин, бурящихся в сложных геологических условиях, с разрешения нефтегазодобывающего объединения допускается определение наружного давления по всему стволу скважины по столбу бурового раствора.

Формулы для расчетных давлений зависят от соотношения между L, h, H, z₀, причем z₀ является глубиной, на которой наружное давление при разгрузке цементного кольца достигает гидростатического и определяется по одной из сле­дующих формул:

(1)

(2)

где k — коэффициент разгрузки цементного кольца; р_ц, р_р, р₀, р_в, р_н — плотность соответственно тампонажного, бурового растворов, продавочной жидкости, воды и жидкости в колонне, кг/м⁸; h — расстояние от устья скважины до уровня тампонаж­ного раствора в затрубном пространстве, м; L - глубина сква­жины, м; Н — расстояние от устья до уровня жидкости в ко­лонне, м.

В зависимости от положения уровней h и Н возможны сле­дующие случаи.

1. ЗначениеЛаЯ (уровень жидкости в колонне выше уровня подъема тампонажно­го раствора в затрубном про­странстве).

Тогда по формуле (2) находят г₀. Если при этом окажется, что z₀ < h, то рас­четные дав л ения p_L, р_А, р_А \ Рн (МПа), соответственно на глубинах L, h vlH определя­ют по следующим формулам (причем на глубине h полу­чаются два значения давле­ний)


(3)