Попередження прихватів

Рішення цієї задачі зводиться до розробки комплексу технологічних заходів, що усувають чи мінімузуючих прихватоенбезпечну ситуацію (виникнення утримуючої сили) при бурінні свердловини заданої конструкції в конкретних гірничо-геологічних умовах. Задачу вирішують, прежде, на стадії розробки технічного проекту, з потім коректують у процесі буріння скважини. Профілактика прихватів передбачає:

- установлення прихватонебезпечних інтервалів;

- вибір раціональної конструкції бурильної колони і насамперед КНБК;

- уточнення і перевірку відповідності проектних технологічних рішень бурінню скважини при наявності прихватонебезпечних ситуацій (параметри режиму буріння; питання технології: частота пророблень, проміжні промивання швидкість спуску при СПО та ін.; очищення бурового розчину; герметичність колони і т.п.);

- матеріально-технічне забезпечення бурової;

- організаційні заходи (кваліфікація і навчання бурової бригади й ін.).

У переліку профілактичних заходів більше увага повинна бути приділена технологічним властивостям бурового розчину: щільності, реологічним характеристикам, фільтрації і коркоутворенню; змащуючим властивостям розчину, і фільтраційних кірок.

Змащуючі властивості розчину, і кірок регулюють добавками нафти і реагентів СМАД-1, кремнійорганічних рідин (ГКЖ-10; ГКЖ-11); омиленних жирних кислот (ОЖК); суміші гудронів (СГ-1); флотореагентів (Т-66, Т-80) іншими. Необхідно знати умови застосування реагентів, їхню сумісність з рецептурою бурового розчину.

Фрикційні властивості фільтраційних (глинистих) кірок можна вимірювати на приладі ПТ-2 (прилад тертя, друга модель), розробленому в Івано-Франківськом інституті нафти і газу.

Прилад дозволяє вимірювати момент тертя, а, отже, напруга зрушення при обертанні кірки, сформованої на приладі ВМ-6, відносно притиснутого до неї зверху металевого (сталевого, алюмінієвого) диска діаметром 43,5мм і визначати деформацію кірки при проведенні досліду. Нормальне навантаження на кірку можуть призначатися рівні (0,5/2,0)х10 Па за рахунок знімних вантажів. Швидкість обертання кірки 0,2 про/хв. Час статичного контакту диска з кіркою під початковим навантаженням приймають будь-яким (звичайно приймають 15 хв.)

Виміри проводять при кімнатній температурі й атмосферному тиску в середовищі бурового розчину, з якого сформована кірка. За допомогою спеціальної приставки, встановлюваної в днище склянки, вимір на приладі можна проводити при температурі до 70°С.

Результати вимірів на ПТ-2 у якісному плані цілком відтворюють результати вимірів на складних установках, що моделюють реальні умови в свердловині. У цьому відношенні прилад ПТ-2 ідентичний серійному приладу для визначення фільтрації ВМ-6, що дозволяє вимірювати статичну фільтрацію бурового розчину.

Розроблено два варіанти приладу: з візуальним і автоматичним записом напруги зрушення в часі. В другому випадку запис ведеться на стрічці самописа.

Результати досвідів на ПТ-2 підтверджуються промисловими даними при виникненні диференціальних прихватів і динаміки їхнього розвитку в часі.

По фрикційних властивостях кірок можна судити і про змазуючі властивості бурового розчину в цілому.

Про диференціальний прихват і его профілактику

Утримуюча сила (сила прихвату) визначається формулою

F = (bnp + ab1) ln + Gn ( 5.2)

де b1 і bn - відповідно середньозважена ширина смуги прихвату по дузі і її хорді; р - середньозважений перепад тиску, що притискає трубу до стінки;

– коефіцієнт тертя труби об кірку; a - дотичне напруження адгезії; ln - довжина зони прихвату; Gn - нормальна складова ваги інструменту в зоні прихвату.

Звичайно останній доданок у (5.2) мало в порівнянні з першим і ним можна зневажити.

По формулі (5.2) можна знайти припустиме верхнє значення коефіцієнта тертя по оцінці максимальної величини утримуючої сили в конкретних умовах буріння свердловини, при якій вона буде переборена звичайним натягом (чи розходженням) бурильної колони. Це одна з технологічних передумов профілактики диференціального прихвату, по якій підбирають добавки, що змазують, до бурового розчину і їхній зміст, наприклад, за допомогою приладу ПТ-2.

Усі величини, що входять у формулу (5.2), змінюються часу, тобто з початку притиснення труби до стінки. Майже усі вони в часі зростають, что приводить до неминучого збільшення F . Величина b1 , як відомо, залежить від співвідношення діаметрів труби і свердловини, характеру коркоутворення в динамічних (при бурінні) і в статичних умовах деформації кірки, конструкції інструменту в зоні прихвату (гладкі, спіральні УБТ, наявність центраторів, замків і т.п.). Величина b1 по довжині зони прихвату розрізняється через нерівності стінок свердловини і неоднаковості проникності породи.

Початкове торкання труби зі стінкою звичайно має місце при наявності кірки, сформованої в умовах динамічної фільтрації. Після прихвату кірка продовжує наростати у вільній частині стовбура і біля притиснутої труби в так званій застійній зоні, а труба за рахунок деформації кірки вдавлюється в неї. Це збільшує не тільки і стільки b1, але, перш за все, ущільнює кірку і зменшує динамічний тиск під трубою в зоні прихвату, що приводить до помітного зростання р відповідно до формули:

р = рс – рg (5.3)

де рс - тиск у свердловині на глибині прихвату; рg - середньозважений динамічний тиск під трубою, притиснутої до стінки.

Величина рg визначається відомими законами фільтрації і багато в чому залежить від співвідношення проникності корки, зони кольматації породи, причому проникність кірки і зони кольматації по шляху фільтрації, звичайно, не однакова, тому що неоднаково будова цих зон по товщині. Проникність глибинних шарів кірки помітно менша, ніж проникність поверхневих, і в цілому знижується по її ущільненню, тобто вижимання з її дисперсійного середовища бурового розчину. Можлива стратегія підвищення рg а, отже, зменшення р і сили прихвату укладена формуванні низкопроникної зони кольматації, тобто зони, розташованої в поровій пристінній частині породи, утворенні кірки з більш високою проникністю. У граничній ситуації, коли проникність кірки в зоні прихвату значно нижча сумарної проникності зони кольматації і породи, рg наближається до пластового тиску

З формул (5.2) і