Что такое прихват в бурении

Прихват бурового инструмента

Одним из наиболее распространенных и тяжелых видов осложнений, встречаемых в ходе бурения скважин различного типа, является так называемый прихват бурового инструмента, то есть ситуация потери подвижности инструмента, которую невозможно восстановить без проведения специальных мероприятий.

Разработка эффективных методов борьбы с прихватами бурового инструмента позволит существенно повысить скорость работы по сооружению скважин и снизить общий объем затрат буровых компаний. Однако существующие тенденции увеличения глубины разведывательных скважин, а также применения буровых растворов, в составе которых присутствует значительное количество частиц твердой фазы, обуславливает высокую частоту возникновения прихватов бурового инструмента.

Классификация видов прихватов бурового инструмента основывается на различных критериях. По типу причины образования исследователи выделяют прихваты, вызванные перепадом давления, прихваты инструмента в результате заклинивания, а также прихваты, возникающие при уменьшении диаметра ствола скважины. Частные случаи применения такой классификации могут уточнять причину образования заклинивания инструмента: например, при проведении буровых работ на твердые полезные ископаемые прихват инструмента может произойти в результате нарушения целостности ствола скважины или стать следствием загрязнения ствола или самого бурового раствора и другими причинами.

С точки зрения степени тяжести последствий прихваты бурового инструмента могут быть классифицированы на следующие категории: без потери циркуляции, с ее потерей, а также прихваты, сопровождаемые авариями. По типу причин возникновения специалисты выделяют также три ключевых вида: геологические (обусловленные геологическими характеристиками и особенностями местности, являются единственным неустранимым типом причин прихвата), технологические (вызванные нарушениями технологий или режимов работы) и организационные (включающие все возможные виды влияния человеческого фактора при организации работ).

Основным признаком образования прихвата инструмента в скважине, который является общим для всех типов подобных явлений – это повышение показателя тягового усилия при проведении подъемов бурового инструмента, а также рост крутящего момента при холостом вращении бурильной колонны.

Прихваты бурового инструмента оказывают крайне негативное влияние на показатель производительности буровых работ, а также способны стать причиной потери отдельного отрезка или даже всей скважины. Также прихват бурового инструмента часто сопровождается значительными показателями потери бурильных и обсадных труб. Именно поэтому изучение возможных причин возникновения прихватов и методов их распознавания позволяет обеспечить возможность выбора наиболее подходящей технологии борьбы с данным типом осложнения.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНЫХ И ОБСАДНЫХ КОЛОНН

В настоящее время нет единого мнения в отношении классификации прихватов — одни относят прихваты к авариям, другие классифицируют их как осложнения. Будем считать, что прихват — это осложнение, вызван­ное в большинстве случаев нарушением технологии бурения. Иногда при попытке устранить прихват из-за неправильно принятых мер осложнение переходит в аварию. Поэтому часто прихваты и классифицируют как ава­рии.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и
непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных ко­
лонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидростатического давления в скважине из-
за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного
обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. В результате образования сальников на долоте в процессе бурения
или при спуске и подъеме бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах,
заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посто­
ронних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола
из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы
бурового раствора при прекращении его циркуляции.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет
пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольце­
вом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные буровые растворы, дающие тонкие
плотные корки на стенках скважин;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего пото­
ка раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин долж­
на производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения
параметров раствора в соответствии с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку бурового раствора от обломков выбу­
ренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного ин­
тенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять буровой раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего по- то­
ка раствора, так как ее резкое снижение свидетельствует о появле­
нии размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше до­
лота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

а) через каждые 3 — 5 мин расхаживать бурильную колонну и провора­
чивать ее ротором;

б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-
генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсут­
ствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответ­
ствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном ин­
тервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при
длительной остановке;

в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного меха­
низма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бу­
рильную колонну или поднять ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использова­
нии утяжеленного бурового раствора следует систематически применять
профилактические добавки: нефть (10—15 %), графит (не более 0,8 %), по­
верхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1— 3%-ного
водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3 %) и СГ (до 2 %). Под­
бор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лаборато­
рией. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добав­
ки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представле­
ние о продуктивности горизонтов.

В практике бурения применяют ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют путем расхажи-вания (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачивания ротором бурильной колонны. Величина усилия, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превы­шать собственный вес колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы. Перед выполнением этих работ должно быть проверено состоя­ние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, а циркуляция промывочной жидкости не прекратилась, прибегают к уста­новке нефтяной, водяной или кислотной ванны.

Необходимое количество нефти (кислоты или воды) для ванны опреде­ляют по формуле

где Oi — количество нефти (кислоты или воды) в м3; D\ — диаметр сква­жины в м; Н\ — высота подъема нефти (кислоты или воды) в затрубном пространстве в м; D2 — внутренний диаметр труб в м; Н2 — высота столба нефти (кислоты или воды) в трубах в м; D3 — наружный диаметр труб в м.

Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бурили с промывкой забоя водой и скважина заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы получить эффект от нефтя­ной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по не­сколько кубометров бурового раствора. Раствор ограничивает скорость всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат.

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения за­клинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых и других поро­дах, поддающихся действию кислоты, применяют кислотную ванну. Водя­ная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся гли­ны, особенно когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отло­жениях магниевых и натриевых солей.

Во время производства ванн некоторое количество нефти (кисло­ты или воды) необходимо оставлять в трубах с тем, чтобы периодически (через 1 — 2 ч) подкачивать нефть (кислоту или воду) в затрубное простран­ство.

Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне устья скважины, в лебедке.

Чтобы успешно провести операцию по установке ванны, необходимо правильно установить расстояние от места прихвата до устья скважины, т.е. глубину прихвата. В промысловой практике глубина прихвата обычно определяется по величине удлинения свободной неприхваченной части бу­рильных труб при расхаживании бурильной колонны. Для определения длины свободной части колонны бурильных труб по их удлинению посту­пают следующим образом.

1. Натягивают колонну с усилием Р1г которое на 5 делений превышает
показание индикатора, соответствующее полному весу колонны до прихва­
та, и делают на ведущей или бурильной трубе отметку.

2. Производят дополнительную натяжку на 5 делений по индикатору
веса и сейчас же снижают ее до первоначальной, сделав вторую отметку на
ведущей трубе. Разница в первых двух отметках объясняется трением в
роликах талевой системы.

3. Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и счи­
тают среднюю черту верхней отметкой началом отсчета.

4. Прикладывают к колонне силу Ръ которая на 10 — 20 делений пре­
вышает Pi, и делают на ведущей трубе новую отметку.

5. Производят дополнительную натяжку на 5 делений выше и сейчас
же снижают нагрузку до Ръ сделав на ведущей трубе вторую отметку. Раз-

делив расстояние между двумя отметками пополам, получают нижнюю от­метку для отсчета величины удлинения труб.

6. Измеряют расстояние между верхней и нижней отметками, которое и дает искомое удлинение свободной неприхваченной части бурильных труб.

Свободную длину колонны, расположенную выше места прихвата, оп­ределяют по формуле

где А/ — удлинение при нагрузке Р2
— Pi в см; к — коэффициент, опреде­ляемый по табл. 8.8 в зависимости от размера труб и разности Р2 — Р\ (по Н.А. Сидорову и Г.А. Ковтунову).

К сожалению, описанный выше способ определения длины свободной от прихвата части бурильной колонны дает значительную погрешность.

Более точно место прихвата можно установить прихватоопределите-лем. Прихватоопределитель (рис. 8.12) состоит из электромагнита 1, поме­щенного в герметичный корпус 2 из немагнитного материала. Электромаг­нит изолируется от внешней среды головкой 3 и днищем 4. Последние од­новременно являются соответственно верхним и нижним полюсами элек­тромагнита. В головке 3 размещаются ввод и узел закрепления каротажно­го кабеля.

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагни­ченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускают прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Затем производят первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от дру­га на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 — 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индук­ции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диа­грамме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжи­тельное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает дефор­мацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Значение коэффициента к при разности нагрузок Рг —

Источник

Что такое прихват в бурении

А.Я. ТРЕТЬЯК, д. т. н., академик РАЕН,

Ю.М. РЫБАЛЬЧЕНКО, к. т. н., доцент,

С.И. ЛУБЯНОВА, ст. преподаватель,

Ю.Ю. ТУРУНТАЕВ, магистр, Южно-российский государственный политехнический университет (Новочеркасский политехнический институт) им. М.И. Платова

Приведена общая характеристика прихватов. Показано, что наибольшее число осложнений происходит по причине дифференциальных прихватов. Подробно рассмотрен дифференциальный прихват и способы его ликвидации. Предложен на уровне изобретения буровой раствор с высокой смазывающей и антиприхватной способностью. Выполненные лабораторные испытания подтвердили высокое качество бурового раствора, что позволяет рекомендовать его для широкого внедрения в практику буровых работ, особенно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в сложных условиях.

При сооружении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола приходится

сталкиваться практически со всеми видами осложнений, наиболее частым из которых являются прихваты.

Исторически разделяют прихваты на обусловленные механическим взаимодействием и дифференциальные. Согласно современной терминологии прихваты, обусловленные механическим воздействием, разделяются на две отдельные категории, а именно: прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание на участках со сложной геометрией ствола. Доля дифференциальных прихватов составляет 80%, а 20% приходится на прихваты, обусловленные механическим взаимодействием и неисправностью оборудования.

прихватов шламом или обвалившейся породой является некачественная очистка или слабая устойчивость стенок скважины.

Дифференциальный прихват возникает, когда под действием разности давлений в скважине и в

проницаемом пласте неподвижная бурильная колонна вдавливается в фильтрационную глинистую корку, образовавшуюся на открытой поверхности этого пласта. Трение между бурильной колонной и породой пласта возрастает настолько, что сдвинуть колонну с места становится невозможно. Такие прихваты возникают намного чаще в скважинах, пересекающих истощенные продуктивные пласты. И если бурильная колонна долго остается неподвижной, почти всегда возникает дифференциальный прихват.

Заклинивание на участках со сложной геометрией ствола происходит там, где форма КНБК не соответствует форме ствола. Иногда КНБК не может свободно пройти через такой участок. Если же КНБК продвигают в такой участок под большой нагрузкой, возможен прихват.

Другими словами, прихваты на участках со сложной геометрией ствола возникают при перемещении бурильной колонны вверх или вниз по стволу.

Правильное определение проблемы является первым шагом в процессе ее решения. Поэтому процесс ликвидации прихвата начинается с определения его механизма. После определения механизма можно немедленно приступать к ликвидации прихвата.

Совершенно необходимо как можно быстрее и правильнее выполнить начальные действия. Что бы ни было причиной прихвата – со временем ситуация осложняется. По статистике, в 50% всех случаев прихваченную колонну удается освободить в течение первых четырех часов после возникновения прихвата, в то время как по истечении первых четырех часов этот показатель снижается до

10%. Освобождением колонны решение проблемы не заканчивается. Завершающей стадией процесса решения любой проблемы является анализ и оценка выполненных действий для того, чтобы можно было извлечь урок и усовершенствовать свою работу. После того как установлен механизм прихвата, можно выполнять начальные действия по освобождению прихваченной колонны.

если произошел прихват шламом или обвалившейся породой, то необходимо:

1. Сбросить давление, возросшее из-за образования пробки, а затем создать небольшое давление (слишком большое давление вдвинет КНБК, как поршень, дальше в пробку). Небольшое давление требуется для того,

чтобы восстановить циркуляцию, если удастся сдвинуть колонну с места).

2. Приложить крутящий момент и произвести удар

вниз яссом. Если ясс не включен в компоновку или не работает, приложить крутящий момент и максимальную осевую нагрузку, чтобы сдвинуть бурильную

колонну в направлении, противоположном тому, в котором она двигалась до прихвата. Если попытаться приподнять бурильную колонну, она еще дальше зайдет в пробку. Цель заключается в том, чтобы сместить колонну и восстановить циркуляцию, чтобы размыть пробку и вынести материал пробки вверх

3. Если удастся восстановить циркуляцию в какой-то степени, нужно увеличить расход до максимума, который возможен без поглощения. Продолжать циркуляцию, пока скважина не будет очищена.

4. Проработать интервал прихвата и вернуть инструмент на забой, промыть скважину перед спуском обсадной колонны или скважинных приборов.

если произошел дифференциальный прихват, то необходимо:

1. Немедленно приложить максимальный крутящий момент и довести его до места прихвата.

2. Продолжать циркуляцию с максимально допустимым расходом (выполнять одновременно с приложением крутящего момента). (Если в компоновку включен

ясс, то на время удара вниз снизить подачу насоса до минимума, чтобы не противодействовать удару).

3. Поддерживая крутящий момент, резко разгрузить колонну, создавая максимальную осевую нагрузку. Ни в коем случае нельзя пытаться приподнять колонну! (Это приведет только к осложнению прихвата, а натяжение колонны уменьшит значение крутящего момента, который можно безопасно приложить к бурильной колонне).

если произошло заклинивание на участке со сложной геометрией ствола, то необходимо:

Есть несколько факторов, способствующих возникновению дифференциального прихвата: проницаемые пласты, репрессия, толстая фильтрационная корка, контакт колонны со стенкой скважины, неподвижное состояние колонны, время, поперечная нагрузка, невнимательность бурильщика.

Обычно для возникновения дифференциального прихвата требуется наличие шести первых факторов.

Если присутствуют только пять из них, то прихват маловероятен. Седьмой фактор, поперечная нагрузка, не является обязательным для возникновения прихвата, но он весьма способствует этому. Все эти факторы оказывают влияние на обусловленную дифференциальным давлением силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Рассмотрим каждый из этих факторов отдельно.

Дифференциальный прихват может произойти только в интервале проницаемого пласта. Прихват внутри обсадной колонны невозможен за исключением тех случаев, когда в ней появились каналы жидкости, например, перфорационные отверстия или негерметичности вследствие износа. Проницаемые пласты могут быть сложены, например, песчаниками

и трещиноватыми породами. Возможен прихват в интервале глинистых пород, если они рассечены трещинами и проницаемы. Иногда прихваты возникают в обсадной колонне, в интервале перфорации или в местах потери герметичности вследствие внутреннего износа.

Если в разрезе нет проницаемого пласта, то не будет фильтрационной корки и дифференциального давления.

Для возникновения дифференциального прихвата пласт не обязательно должен иметь высокую проницаемость. Он должен лишь быть достаточно проницаемым для образования фильтрационной корки. Фильтрационная корка представляет собой «засоренный слив», через который протекает фильтрат бурового раствора. Поэтому проницаемость пласта должна быть лишь такой, чтобы обеспечить отток фильтрата от фильтрационной корки. Таким образом, нужно больше беспокоиться о проницаемости фильтрационной корки, чем о проницаемости пласта. Неконсолидированные пласты обычно имеют более высокую проницаемость,

и на их поверхности образуется более проницаемая фильтрационная корка, чем на консолидированных пластах. Чем выше проницаемость, тем больше опасность возникновения дифференциального прихвата.

Однако проницаемость способствует возникновению дифференциального прихвата в меньшей степени, чем некоторые другие факторы.

Репрессия способствует возникновению дифференциального прихвата в наибольшей степени. Это объясняется тем, что она больше других факторов влияет на силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Эта сила равна произведению дифференциального давления на площадь поверхности контакта:

где Fпр – прижимающая сила Н, Pдиф – дифференциальное

давление, Па, S – площадь поверхности контакта, м2.

Очевидно, что более высокое дифференциаль- ное давление создает большую прижимающую силу. Важно отметить, что дифференциальное давление,

прижимающее бурильную колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой, не равно репрессии.

Репрессия означает превышение давления в скважине над пластовым давлением. Под дифференциальным

Дифференциальный прихват происходит в интервалах проницаемых пластов (песчаников, алевролитов, мела) при фильтрации бурового раствора. Графически механиз возникновения прихвата во время бурения представлен на рис. 1. Одно из основных условий возникновения прихвата – превышение забойного (гидростатического) давления над давлением в проницаемом коллекторе, которое существует всегда, поскольку это неизменное условие бурения скважины. Второе непременное

условие возникновения дифференциального прихвата

– нахождение инструмента в неподвижном состоянии (при наращивании и т.д.) в интервале проницаемого пласта. В зависимости от интенсивности фильтрации дифференциальный прихват может возникнуть в течение считаных минут при указанных условиях.

Дифференциальный прихват является аварийной ситуацией при строительстве скважин, поэтому существует множество инструкций по предупреждению и борьбе с прихватами, включающих следующие мероприятия:

• использование высококачественных буровых растворов с высокой смазывающей способностью, дающих тонкие плотные корки на стенках скважины;

• обеспечение максимально возможной скорости восходящего потока бурового раствора;

• обеспечение полной очистки бурового раствора от обломков выбуренной породы;

• регулярное прорабатывание в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

• утяжеление бурового раствора при вращении бурильной колонны;

• отслеживание температуры раствора, так как ее резкое снижение свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

• использование профилактических добавок в утяжеленные буровые растворы: нефть (10–15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества;

• установка гидравлических и механических яссов,

• установка различных жидкостных ванн на основе как водных растворов солей или кислот, так и углеводородов [1].

Принцип ликвидации дифференциального прихвата заключается в снижении градиента (перепада) давления на стенку скважины в направлении проницаемого пласта путем разупрочнения и разрыхления фильтрационной корки, находящейся в зоне дифференциального прихвата. Наиболее эффективный способ заключается

в проникновении антиприхватной жидкости сквозь фильтрационную корку бурового раствора путем растрескивания, что позволяет сделать ее проницаемой для углеводорода за счет образования в ней каналов большого диаметра, и, как следствие,

увеличения фильтрации жидкости в зоне прихвата. По образовавшимся каналам углеводородная жидкость поступает из скважины в поры пласта и снижает перепад давления в системе «скважина – пласт», что приводит к «освобождению» от дифференциального

прихвата. Для ускорения растрескивания и фильтрации антиприхватной жидкости необходимы специальные поверхностно-активные добавки, позволяющие облегчить проникновение углеводородного носителя через фильтрационную корку.

Детальное изучение технологии бурения скважин, геологических осложнений и аварий на Ямбургском газоконденсатном месторождения (ЯГКМ) позволяет сделать вывод о том, что применяемый для промывки скважины буровой раствор не удовлетворяет в полной мере высоким требованиям, необходимым для проходки вязких глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. И, как результат, происходит образование на стенках скважины некачественной полимерглинистой корки, обладающей невысокими фильтрующими и ингибирующими свойствами,

что и является основной причиной возникновения дифференциальных прихватов.

Сотрудниками кафедры «Нефтегазовые техника и технологии» ЮРГПУ (НПИ) предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Буровой раствор предназначен для бурения нефтегазовых наклонно-направленных и горизонтальных скважин, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка

– 5–10, полианионная целлюлоза – 2–10, сульфанол

– 2–5, хлористый калий – 2–5, метилсиликонат калия – 1–4, ацетат калия – 1,5–4, бишофит – 2–5,

феррохромлигносульфонат – 1–5, ГКЖ-11 – 2–5, барит

– 0,5–5, пеногаситель – 0,5–1, жидкая фаза – остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45–80/20.

Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на ингибирующей основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, – отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

В настоящее время подана заявка на изобретение по составу бурового раствора. Улучшение ингибирующего качества раствора достигается за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта лабораторно подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения в раствор реагентов – ингибиторов набухания глин: хлористый калий (KCl), бишофит (MgCl ∙ 6Н2O), ацетат калия (СН3СООК), кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), метилсиликонат калия (CH3SiO2K). Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную наиболее синергетически выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КС1, бишофит, ацетат калия, ГЖК-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) служит регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется «Пента- 465». Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 10%.

Реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины [2, 3, 4].

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 1.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. Сначала приготавливается раствор из мраморной крошки

и воды, который обрабатывается полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH3COOK,

CH3SiO2K, MgCl ∙ 6H2O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель,

барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической

решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион

ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см3/30 мин.

Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700).

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе «скважина – пласт», сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными с точки зрения устойчивости стенок скважины являются случаи, когда в системе

«скважина – пласт» устанавливается осмотическое равновесие либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и в первую очередь от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и сооружать вертикальные скважины, а также наклонно- направленные и горизонтальные.

Предлагаемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности. Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как следствие, – отсутствие образования желобов в стволе скважины.

Выполненные лабораторные исследования помогли установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора

химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая

глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+

возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, то осмотический процесс направлен из пласта

в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: Kicp = 1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует

значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита. Применение этого раствора позволит успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор № 8, имеющий параметры: плотность – 1,22 г/см3,

вязкость – 40 с, водоотдача 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения – 0,06 (табл. 1). Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено

в лабораторных условиях (табл. 1) явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами- ингибиторами.

В предлагаемом растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 80 °С.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора – 0 см3/ за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет

от 55/45 до 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 – 35–40 секунд, пластическая вязкость –20–40 м Па ∙ С, СНС 1/10 минут – 15–20/

20–30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16 000 мг/л, содержание Cl – больше 30 000 мг/л.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

• применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров с горизонтальным окончанием на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;

• экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора – комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

• предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

• предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Все это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Постоянное дозирование реагента осуществлялось с помощью УДР-1,6 со средней расходной нормой 80 г/м3. Содержание СВБ до закачки бактерицида в промысловых средах системы нефтесбора, отобранных с кустов: 3, 4, 6, 9,

30, 32, составляло 1000–1 000 000 кл/см3.

При осуществлении контроля за биозараженностью промысловых сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%-я эффективность действия бактерицида ФЛЭК-ИКБ-703 по подавлению жизнедеятельности СВБ (в отобранных пробах промысловых сред СВБ отсутствовали), что согласно РД 39-3-973-83 и РД 03-00147275-067-2001

явилось положительным результатом.

В настоящее время бактерицид ФЛЭК-ИКБ-703 промышленно закачивается в системе нефтесбора Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра».

1. Булатов А.И., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин: Справочное пособие. – Краснодар: Советская Кубань, 2008.

2. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие ЮРГПУ (НПИ) им. М.И. Платова. – Новочеркасск, ЛИК, 2014. – 374 с.

3. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л., Онофриенко С.А. Биополимерный высокоингиби- рующий буровой раствор для бурения наклонно- направленных и горизонтальных скважин//Время колтюбинга. – 2011. – № 2–3 (36). – С. 13–20.

4. Пеньков А.И. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам. ИКФ-Сервис. – Волгоград, 2000. – 139 с.

Источник