книги / Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин

18%. Расчеты показывают, что в зависимости от геолого-тех- иических условий бурения расход нефти для предупреждения прихватов составляет 0,05—0,10 т на 1 м проходки, а годовой расход нефти для профилактики прихватов в целом по Мини­ стерству нефтяной промышленности составляет 500—600 тыс. т.

Расходовать нефть — ценное для химической промышленно­ сти сырье — для предупреждения прихватов невыгодно. К тому же эффективность применения нефти как смазочной добавки при высокой температуре резко снижается, поэтому целесооб­ разнее использовать другие, менее дорогие и более эффектив­ ные продукты, например, Смеси гудронов (СГ), омыленные жирные кислоты (ОЖК), поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Строгие требования должны предъявляться к выполнению условия нормирования превышения гидростатического давле­ ния в скважине над пластовым. Существующие способы оценки пластовых давлений не совершенны и применяются главным образом при исследовании продуктивных пластов. В остальных случаях сведения о предполагаемых пластовых давлениях по­ лучают в результате анализа данных о различных осложне­ ниях, возникающих при проводке скважин., В связи с этим необходима разработка надежной методики или экспресс-мето­ да для определения пластовых давлений.

Как правило, вероятность возникновения прихватов возра­ стает с увеличением искривления скважины. Характер искрив­ ления скважин, бурящихся в различных геолого-технических условиях, различен и зависит от совместного действия многих факторов [83]. В настоящее время исследуют возможности ис­ пользования жестких компоновок низа бурильных колонн, ре­ гулирования осевых нагрузок на долото в зависимости от угла падения пластов и перемежаемости пород по твердости, внедре­ ния контроля за искривлением скважин, применения для бу­ рения скважин большого диаметра реактивно-турбинного спо­ соба бурения (РТБ) и долотного бура (БД) конструкции ВНИИБТ.

Наиболее серьезные осложнения, наблюдаемые при провод­ ке скважин (особенно искривленных и наклонно направлен­ ных),— затяжки и посадки бурильного инструмента в участках ствола с желобными выработками, которые важно своевременно обнаружить и нейтрализовать. Как показала практика в раз­ ных районах, обнаружить желобообразование можно профилеметрией, а нейтрализовать — проработкой его интервалов спе­ циальными компоновками бурильного инструмента и взрывом в них гибких торпед. Для профилеметрии зон желобообразования необходим надежный многоточечный (шести-, восьми-) профилемер, позволяющий также использовать азимутальное развитие желобных выработок в стволе скважины.

21

Как эффективные мероприятия для предупреждения прихва­ тов, правда, ограниченные вследствие нецентрализованнога изготовления приспособлений и инструмента, можно использо­ вать уменьшение фактической площади контакта труб со стен­ ками скважины, достигаемое в результате применения центри­ рующих приспособлений, УБТ профильного сечения, квадрат­ ных УБТ со смещенными гранями и т. д. [78].

Около 50% прихватов происходит вследствие заклинивания труб в результате огромной силы инерции колонны, предотвра­ тить которую при высоких скоростях движения бурильного ин­ струмента практически невозможно, так как бурильщик реаги­ рует на появление затяжки или посадки только через 5—7 с

взаимодействует со стенками скважины в момент посадки или затяжки, доходит до 25—30 с. Причем величина затяжки порой превышает допустимую, а величина посадки достигает веса бу­ рильного инструмента. Для предотвращения заклинивания бу­ рильной колонны необходимо четко контролировать нагрузки при спуске, подъеме, вращении и экстренно останавливать ко­ лонну при появлении малейших дополнительных сил сопротив­ ления.

Ликвидация прихватов. В настоящее время борьба с при­ хватами базируется на совокупности использования опыта по ликвидации прихватов и селективного подбора наиболее эффек­ тивного для каждого конкретного случая способа или последо­ вательного их применения. Однако подобный метод увеличивает затраты на борьбу с прихватами, особенно когда трудно опре­ делить их основную причину. Чтобы выбрать оптимальный спо­

ные ванны с использованием в качестве рабочих агентов неф­ ти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наи­ более эффективны нефтяные ванны с применением ПАВ, на­ пример с дисольваном. Следует отметить, что механизм дейст­ вия химически малоактивных веществ (нефть, вода) до конца не раскрыт. Видимо, наряду с проникновением этих веществ в зону контакта труб с породой или с фильтрационной коркой, сопровождающимся смачиванием и смазыванием трущихся пар, происходят следующие процессы:

1)эрозия фильтрационных корок;

2)образование в корках каналов, способствующих сообще­ нию скважины с пластом и выравниванию давлений;

3)повышение пластового давления в приствольной зоне скважины вследствие фильтрации нефти и воды в пласт при

22

определенных условиях, в результате уменьшается перепад дав­ ления, действующего в зоне прихвата [45]. Явления на грани­

Анализ промысловых данных показывает, что причины без­ результатной установки ванн следующие:

а) несоответствие виду прихвата; б) несоблюдение определенной технологически необходимой

и достаточной последовательности проведения работ; в) значительная задержка во времени после возникновения

прихвата; г) выбранный объем рабочего агента при установке ванны

недостаточен для полного перекрытия зоны прихвата, уменьше­ ния перепада давления и проведения необходимого цикла ра­ бот;

д) не принимаются меры по предупреждению миграции ра­ бочего агента из зоны прихвата, смешивания его с буровым ра­ створом, а также флокуляции барита в растворе.

Соблюдение правил установки жидкостных ванн, согласно инструкции ВНИИКРнефти [34], утвержденной Министерст­ вом нефтяной промышленности, позволяет устранить указанные недостатки и значительно повысить эффективность применения этого способа.

Взрыв (в сочетании с прихватоопределителями) также мож­ но рекомендовать для ликвидации прихватов, причем наиболее эффективно немедленное его использование с целью:

(только если другие способы разъединения не дают положи­ тельных результатов).

Увеличение глубин бурения, а следовательно, давления и температуры требует создания технических средств для торпе­ дирования в следующих условиях:

Для ликвидации прихватов используют гидроимпульсный способ (ГИС), при котором реализуется эффект упругих коле­ баний колонны труб и жидкости при резком снятии предвари­ тельно созданных в них напряжений вследствие избыточного давления внутри колонны труб [18]. Этот способ наиболее эффективен для устранения прихватов, вызванных действием перепада давления, а также сальников и осыпей пород, реже — желобообразованием.

23

к прихватам колонн труб при бурении скважин, различны, так как они недостаточно изучены.

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в дейст­ вии перепада давления [14, 82] и гидростатического давления

[81].Однако существуют и другие точки зрения.

Вчастности, Г. А. Ковтунов отмечает, что причинами 90% прихватов являются: прилипание бурильного инструмента, оставленного в скважине без движения; затяжка в процессе

подъема и спуска инструмента при наличии сальника, а также в зонах отложения толстых фильтрационных корок; обвалы и сужения ствола в результате оползания пород; затяжки инст­ румента в желобных выработках. Наиболее распространены две первые причины.

По мнению И. П. Пустовойтенко [62], причинами прихва­ тов, кроме указанных, могут быть: низкое качество бурового раствора, обусловливающее отложение толстой фильтрационной корки на стенках скважины; промывы в колонне бурильных труб и, как следствие, нарушение циркуляции; заклинивание до­

стволе шлама в результате недостаточной промывки. В некото­ рых случаях прихваты происходят вследствие поглощений бу­ рового раствора и газо-, водо-, нефтепроявлений.

На возникновение прихватов существенно влияют физиче­ ские свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом. Исследования, проведенные Н. А. Луценко и Р. И. Гроздовской показали, что липкость глинистых корок уменьшается при добавлении к фильтруемому раствору нефти и щелочи.

В. С. Баранов дал научное обоснование процессам, проис­ ходящим при формировании фильтрационных корок из различ­ ных буровых растворов, и изменениям свойств корок в резуль-

24

тате действия давления и температуры. Он отметил, что наи­ больший интерес должна представлять характеристика, выра­ жающая сопротивление глинистой корки сдвигу, от величины которой при одинаковой толщине корки может зависеть как вероятность затяжки и прихватов инструмента, так и образо­ вание сальника. Опытами по определению величины сопротив­ ления корок сдвигу установлено, что с увеличением продолжи­ тельности фильтрации напряжение сдвига корок растет, влаж­ ность их уменьшается; процесс уплотнения корок носит затуха­ ющий характер, но не заканчивается в течение довольно дли­ тельного периода (до 8 ч). Напряжение сдвига при одинаковой влажности корок зависит от влияния реагентов, которыми обра­ ботан раствор, и от химического состава глины в корках. До­ бавление нефти неизменно приводило к уменьшению связанно­ сти частиц в корках, причем наибольшего снижения предель­ ного напряжения сдвига достигали при введении в глинистый раствор 10%'нефти.

В. С. Баранов исследовал влияние перепада давления на упрочнение фильтрационных корок. Он отметил, что увеличение перепада давления от 7 до 20 кгс/см2 при фильтрации раство­ ра, обработанного УЩР, значительно упрочняет слои корки, прилегающие к фильтру. С повышением температуры водоот­ дача глинистого раствора возрастает, толщина корок увеличи­

В. С. Барановым установлено, что водоотдача растворов, обра­ ботанных УЩР, увеличивается с ростом давления, причем осо­ бенно интенсивно в пределах от 0 до 10 кгс/см2. Для раство­ ров, обработанных лигносульфонатами, характерно, что, начи­ ная с некоторой величины, дальнейшее повышение давления приводит к4снижению водоотдачи; объясняется это способно­ стью глинистых корок, образованных из таких растворов, сжи­ маться в большей степени по сравнению с фильтрационными корками из других растворов. Рост степени сжимаемости свя­ зан с коагулирующим воздействием лигносульфонатов. В соот­ ветствии с отмеченным явлением очевидна зависимость степени сжимаемости корок от вида реагента, которым обрабатывают раствор. Так, связность частиц в корках при обработке раство­ ра углещелочным реагентом намного выше, чем при других видах обработки. Минимальной оказывается прочность струк­ туры корки из раствора, обработанного лигносульфонатами.

По мнению А. А. Линевского, плотность глинистых корок и !их толщина играют главную роль в возникновении затяжек бу­ рильного инструмента. Исследование плотности корок показало, что растворам более высокого качества соответствуют глини­ стые корки меньшей толщины и плотности, а добавки нефти уменьшают плотность корок. При определении коэффициента

25

трения покоя и липкости А. А. Линевским отмечено, что лип­ кость корки со временем возрастает и коэффициент трения по­ коя и липкости составляет через определенное время:

Проведенные исследования дали основания А. А. Линевскому заключить, что глинистая корка, отлагающаяся на пористых, стенках скважины, должна быть тонкой и желатинообразной. Такая корка позволит устранить опасность образования саль­ ников, так как она переходит в раствор при движении колон­ ны труб в скважине. Кроме того, глинистая корка должна иметь, наименьший коэффициент трения покоя и липкости. Однако в практике бурения получить такие корки чрезвычайно сложно.

Влияние проницаемости глинистых корок на возникновение прихватов исследовали также А. И. Пеньков и В. А. Лукьянов. [56], используя прибор, в котором силу прихвата определяли, по силе отрыва специального диска, контактирующего с кор­ кой.

Проведенные исследования показали, что в начальный пе­ риод формирования корки, когда фильтрация велика, сила от­ рыва диска от корки в 2—3 раза больше, чем через 30 мин,, а при фильтрации, равной нулю, прихват под действием пере­ пада давления невозможен. Добавки нефти и ПАВ существен­ но уменьшают силу прихвата.

Поскольку прихват бурильного инструмента обычно проис­ ходит в процессе циркуляции бурового раствора, важным по­ казателем (как установил У. Д. Мамаджанов) является дина­ мическая водоотдача. Известно, что при равных условиях ди­ намическая водоотдача всегда больше статической. Исследова­ ния показали, что в случае нормальной циркуляции бурового раствора через определенное время между процессами образо­ вания глинистой корки и ее размыва устанавливается динами­ ческое равновесие. При этом толщина корки и водоотдача рас­ твора в проницаемые пласты стабилизируются. Определено, что> динамическое равновесие устанавливается тем быстрее, чем выше скорости потока бурового раствора.

Исследования ряда ученых показали, что величина силы тре­ ния покоя между глинистой коркой и металлической трубой зависит от количества прокачиваемой жидкости [49]. В этом случае при структурном режиме течения жидкости увеличение подачи насоса приводит к уменьшению силы трения вследствие интенсивного размыва рыхлого слоя корки, прилегающего к трубе, и, в результате, к уменьшению площади контакта между трубой и коркой [51]. При турбулентном режиме течения уве­ личение расхода прокачиваемой жидкости вызывает повышение гидродинамического давления, следовательно, и перепада дав­ ления, а также силы трения.

26

Установлено, что в экспериментальных условиях значение коэффициента трения между стальной пластинкой и фильтра­ ционной коркой не зависит от величины давления, но зависит от состава раствора, из которого образована корка. Увеличение содержания утяжелителя приводит к возрастанию коэффици­ ента трения, а профилактические добавки нефти к буровому раствору в несколько раз снижают коэффициент трения и уменьшают связность частиц в глинистой корке [1, 33, 46, 56, 77, 82]. Однако нефть в условиях высоких температур и давле­ ний теряет свои смазочные свойства. В этих условиях предпоч­ тительнее использовать смазки на основе окисленного петрола­ тума, жирных кислот, смеси гудронов, а также натуральных жиров. Более эффективно (для снижения коэффициента тре­ ния) совместное использование смазочных и поверхностно-ак­ тивных веществ.

Улучшить смазочные свойства буровых растворов можно до­ бавками, содержащими сульфированные соли щелсЗчных метал­ лов, а также тризамещенный оксиамин и ненасыщенные карбо­ новые кислоты с 12 и более атомами углерода в молекуле, по­ лучаемые из хлопкового, льняного, касторового, пальмового, соевого масел.

На возникновение прихватов под действием перепада давле­ ния существенно влияют структурно-механические свойства бу­ ровых растворов. Однако регулирование этих свойств не всегда помогает предотвратить прихваты инструмента, находящегося без движения в интервале залегания хорошо проницаемых по­ род. Поскольку прихваты такого вида наиболее широко распро­ странены, а ликвидация их, особенно на больших глубинах, связана со значительными трудностями, рассмотрение факто­ ров, приводящих к их возникновению, представляет несомнен­ ный интерес.

Исследования, проведенные в условиях, приближенных к пластовым, показали, что основной причиной прихвата буриль­ ного инструмента при оставлении его без движения в интерва­ ле залегания проницаемых пород является действие перепада давления (между гидростатическим давлением в стволе сква­ жины и пластовым).

Впервые теория возникновения прихвата под действием пе­ репада давления выдвинута в 1944 г. А. И. Малышевым, а за рубежом (в США) разработана и подтверждена К- С. Пенфилдом, В. Е. Хелмиком и А. Д. Лонгли. Результаты эксперимен­ тальных работ показали, что сила прихвата бурильного инстру­ мента слагается из двух составляющих, зависящих от свойств бурового раствора: первая сила пропорциональна перепаду дав­ ления, коэффициенту трения металла о скелет корки и площади “поверхности прихвата инструмента, а вторая — сила сцепления (в несколько раз меньшая, чем первая) — косвенно зависит от •перепада давления в зоне прихвата.

27

Для выявления роли перепада давления в возникновение прихвата В. Е. Хелмик и А. Д. Лонгли [82] провели опыты, е установили: 1) сила прихвата возрастает с увеличением пере* пада давления в месте прихвата и времени пребывания буриль­ ного инструмента в неподвижном состоянии; 2) сила прихвата складывается из двух составляющих — силы, возникающей под действием перепада давления (сила взаимодействия), и силы прилипания (адгезии) трубы к глинистой корке. Опыты пока­ зали, что для преодоления первой силы необходимо 55% от общей, а для преодоления второй — 45 %1 При исследовании факторов, влияющих на величину силы прихвата инструмента, В. Е. Хелмик и А. Д. Лонгли установили, что в присутствии нефти существенно уменьшалась как сила взаимодействия, таю и сила адгезии глинистой корки со стальной поверхностью. Это» явление исследователи объяснили смачиванием трубы нефтью. Процесс смачивания ускоряют путем покрытия труб вещества­ ми, близкими по составу к нефти, а также добавками ПАВ.

В 1967 г. А. П. Войцеховский провел исследования прихва­ тов в условиях действия перепада давления и механических на­ грузок на глинистую корку и установил, что сила отрыва диска от корки пропорциональна величине перепада давления и затра­ чивается, главным образом, на преодоление его действия, а также действия сил, обусловленных липкостью корки. Необхо­ димые для перемещения диска по корке силы, затрачиваемые на преодоление сил трения, вызванных действием нагрузок от перепада давления и собственного веса используемого приспо­ собления, составили 10—13% от силы отрыва. Силы, обуслов­ ленные липкостью корки, оказались незначительными (3—4%). и в возникновении прихватов инструмента, по мнению’ А. П. Войцеховского, особой роли не играли. Добавление к бу­ ровому раствору нефти или мылонафта во всех случаях умень­ шало силы прихвата. Наиболее эффективна добавка легкой

нефти.

С резким увеличением глубины бурения скважин (с соответ­ ствующим повышением температур и давлений) значительно» возрастает опасность прихватов, вызванных действием перепа­ да давления, особенно в тех районах бурения, где применяют утяжеленные буровые растворы (Азербайджан, Средняя Азия, Северный Кавказ).

В связи с этим возникла необходимость более широких ис­ следований прихватов, возникающих в условиях высоких пере­ падов давления. Исследования в Туркменском филиале ВНИИнефти и в АзНИИбурнефти, в условиях перепада давле­ ния до 100 и 160 кгс/см2, позволили установить.

1. 100 кгс/см2. Сила прихвата зависит не просто от перепа­ да, а от величины депрессии в зоне контакта инструмента ю корки. Величина депрессии тем выше, чем больше уменьшается^ проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки

28

Глава II

ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ

§ 1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ АПРИОРНОГО ОПРОСА СПЕЦИАЛИСТОВ О СТЕПЕНИ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ПРИХВАТЫ КОЛОННЫ ТРУБ

На прихват бурильной колонны в скважине влияет множество факторов, которые по своей природе являются следствием физи­ ко-химического, физико-механического и других видов взаимо­ действия инструмента с породой.

При исследовании такого сложного процесса, как прихват ■бурильного инструмента, необходимо правильно выделить фак­ торы, существенно влияющие на изучаемое явление. Практиче­ ски это возможно при анализе комбинаций факторов, степень влияния которых субъективно определена конкретными исследо­ вателями.

О степени влияния различных факторов на прихваты инстру­ мента в литературе нет достаточно полных сведений. Вследствие этого необходимо формализовать мнения специалистов по дан­ ному вопросу.

Объективное суждение о степени влияния того или другого фактора может быть получено с привлечением методов планиро­ вания экспериментов, заключающихся в использовании на пер­ вой стадии решения многофакторных задач априорной (пред­ шествующей опыту) информации с целью выявления определя­ ющих и отсеивания несущественных факторов [5].

Объективное описание существующих точек зрения возмож­ но при опросе специалистов с последующей статистической об­ работкой результатов.

Для этого опросили специалистов, занимавшихся проблемой прихвата [70].

В опросный лист включили следующие 18 факторов, в зна­ чительной степени, по мнению авторов, влияющих на возникно­ вение прихватов:

1)искривление ствола скважины (Xi);

2)вид смазочной добавки (Х2);

3)тип бурового раствора (Х3) ;

4)соблюдение технических правил и норм (Х4) ;

5)жесткость низа бурильной колонны (Х5) ;

30