П осложнения при бурении i их пре дупреждение и борьба глава с ними

I ИХ ПРЕ ДУПРЕЖДЕНИЕ И БОРЬБА.

7.1. Систематизация ОСЛО ЖНЕНИЙ.

Более всераспространенными отягощениями при бурении скважин являются: разрушение стен скважины; поглощения буровых промывочных и тампонажных смесей; пластовые флюидопроявления; прихваты колонн бурильных и обсадных труб.

Нареченные типы осложнений можно подразделить на последующие виды.

Разрушение стен скважины:

осыпи и обвалы незакрепленных горных пород, приводящие к чрезмерному загрязнению ствола скважины;

набухание горных пород, приводящее к сужению ствола скважины;

оползни, приводящие к частичному либо полному перекрытию ствола скважины;

желобообразование в местах резкого искривления ствола, приводящее к появлению затяжек и посадок при спуске либо подъеме колонны труб;

растворение соленосных отложений, приводящее к образованию каверн;

растепление многолетнемерзлых пород, приводящее к их деградации и потере стойкости.

Поглощения бурового промывочного и тампонажного смесей:

утраты бурового раствора в проницаемые пласты, приводящие к необходимости изготовления дополнительных объемов бурового раствора, а часто и проведения особых глубинных гидродинамических исследовательских работ;

недостающее гидростатическое давление в скважине, порождающее опасность смятия находящейся в ней обсадной колонны и выброса пластового флюида на поверхность;

применение особых материалов для закупорки всасывающих пластов, требующее их доставки на буровую, монтажа особых устройств для ввода материалов в буровой раствор;

недоподъем тампонажного раствора за обсадной колонной, приводящий в ряде всевозможных случаев к необходимости исправительных тампонажных работ.

газирование бурового раствора, приводящее к необходимости его дегазации и дополнительной обработке хим реагентами;

разбавление бурового раствора пластовыми флюидами, приводящее к необходимости его частичной подмены;

межпластовые перетоки флюидов, требующие дополнительного разобщения пластов из-за их несовместимости при проходке открытым стволом;

заколонные флюидопроявления, приводящие к небезопасному скоплению газа конкретно на устье бурящейся скважины;

появление грифонов, приводящее к проникновению газа на дневную поверхность и появлению его взрывоопасной концентрации в округах скважины.

Прихваты колонны труб в необсаженном стволе скважины: однобокое прижатие колонны труб к проницаемому пласту за счет репрессии меж ним и скважиной;

заклинивание колонны в желобной выработке вида «замочная скважина»;

заклинивание долота сальником либо в сужении ствола скважины; прихват колонны обвалившимися породами.

Такая систематизация осложнений, не претендуя на законченность, позволяет дифференцировать технологические приемы борьбы с ними.

Проходка ствола скважины в массиве горных пород сопровождается значимым нарушением поля напряжений в ее округах и концентрацией напряжений на ее стенах. В процессе углубления ствол скважины заполнен циркуляционным агентом с плотностью существенно ниже плотности горных пород. На открытой поверхности стен скважины проявляется действие сил бокового распора, которые вызывают деформацию горных пород в округах ствола и могут приводить к их разрушению.

Разглядим напряженное состояние простого объема горной породы на расстоянии г от оси скважины.

Хорошим материалом, удовлетворяющим хоть каким условиям, может быть только гетерогенная смесь, состоящая из разных по форме и свойствам компонент. В Рф существенно расширились ассортимент и объем внедрения заполнителей. Более нередко применяемые: опилки древесные, кордное волокно, дробленая резина, хромовая стружка, кожа-«горох», слюда-чешуйка, крошка, ореховая скорлупа, шлам, крупноразмерная резина и др. Зависимо от интенсивности поглощения, характеристик всасывающего пласта, состояния уровня раствора в скважине, количества зон поглощения используют разные технологические приемы по намыву заполнителей.

Тогда выражение (7.1) можно переписать в виде.

касательное напряжение в округах скважины.

т = (ст п -ст г ) = Х рг.п g H .

На стенах порожней скважины (при r = a) a n a = 0; a n a = 2Хр г .п^Д.

Если напряжение т в границах некого радиуса r c превосходит сопротивление горных пород на сдвиг, то в этой зоне происходит пластическая деформация. Радиус r c зоны пластических деформаций можно найти из условия.

т = ^ Рг.п g H = т пр'

где Тпр — предельное сопротивление горной породы на сдвиг.

За пределами радиуса r c горная порода будет оставаться в состоянии упругого напряжения. Но границы зоны пластических деформаций вследствие увлажнения пород и явления ползучести могут расширяться и захватывать все более необъятную область.

Для зон пластических деформаций, т.е. в границах a CT r = q-

Касательное напряжение в этой же зоне будет неизменным: т = q(a / r ) два = т .

На стенах скважины (при r = a) имеем ст г = 0; ст„ = 2q.

Присутствие на контакте с горной породой посторонней среды (бурового промывочного раствора) вызывает физико-химические процессы на границе раздела: осмотические явления, поверхностную гидратацию, растворение, капиллярное проникновение и т.п. В неких породах они могут вызывать приметное изменение их агрегатного состояния, сил внутреннего сцепления и в конечном итоге могут значительно преобразовывать характеристики горных пород в округах скважины по сопоставлению с первоначальными в естественном залегании. В особенности небезопасно увеличение склонности к пластическому течению глинистых и хемогенных горных пород.

Разупрочнению горных пород в стенах ствола скважины также содействует развитие усталостных явлений, происходящих под воздействием гидродинамических ударов и переменного давления в стволе при спускоподъемных операциях.

При циркуляции промывочного агента по стволу нарушается температурный режим горных пород в стенах скважины, что также вызывает возникновение дополнительных напряжений.

В конце концов, на контакте пластовых флюидов с промывочным агентом могут наблюдаться долгие либо краткосрочные нарушения гидродинамического равновесия, и в таких случаях подвижная среда (жидкость либо газ) под действием разности давлений будет просто перетекать в область пониженного давления. Может появиться переток промывочного агента в окружающие ствол горные породы или, напротив, пластовой воды в ствол скважины.

Все эти нарушения сбалансированного состояния в округах скважины и на ее стенах неблагоприятно сказываются на процессе углубления ствола и осложняют его.

Под осложнением понимают нарушение обычного процесса строительства скважины, которое просит принятия безотложных и действенных мер для его устранения и продолжения бурения. В отличие от аварий отягощение, обычно, не связано с перерывом в процессе проходки скважины.

На борьбу с отягощениями в глубочайшем бурении затрачивается в среднем до 20-25 % календарного времени. Это выдвигает делему предупреждения осложнений и борьбы с ними как очень животрепещущую.

Опыт практической работы указывает, что всякое отягощение легче предупредить, чем потом его устранить.

При этом на практике одно возникшее отягощение часто тянет за собой другое (поглощение бурового раствора может вызвать приток из высоконапорного горизонта; осыпи и обвалы - затяжку инструмента и т.д.), а сочетание нескольких осложнений в одном стволе очень усложняет задачку их ликвидации и приводит к значимым затратам календарного времени и средств.

Неликвидированное отягощение может стать предпосылкой трагедии. Под трагедией в бурении понимается появление в стволе скважины неожиданной ситуации, в какой нереально продолжение работ по проходке ствола скважины либо выполнение в нем запланированных работ, также внедрение скважины по предназначению без устранения появившегося препятствия средством особых работ, не входящих в технологический цикл. Особые работы, выполняемые для ликвидации трагедии, именуются аварийными. Трагедия в бурении и связанные с нею аварийные работы приводят к непродуктивной потере рабочего времени, нецелесообразному расходованию трудовых ресурсов, значимым вещественным и денежным затратам.

В связи с этим огромное внимание должно уделяться предупреждению аварий на базе периодического контроля за состоянием бурового инструмента и ствола скважины, профилактике осложнений и соблюдению производственной дисциплины.

В арсенале действенных средств предупреждения осложнений при бурении скважин имеются последующие главные:

обоснование конструкции скважины с учетом всех специфичных особенностей разреза;

верный подбор промывочных агентов по составу и свойствам для каждого специфичного интервала и грамотная оперативная корректировка режима промывки зависимо от параметров проходимых горных пород;

внедрение системы ранешнего обнаружения осложнений на базе оперативной обработки данных всеохватывающего контроля за процессом бурения (способы технологического контроля, способы геофизического контроля);

внедрение способов прогнозирования небезопасных зон по данным региональных и промысловых геофизических исследовательских работ.

Разглядим отдельные виды осложнений и меры по их предупреждению.

7.2. РАЗРУШЕНИЕ Стен СКВАЖИНЫ.

Произведенные за ближайшее время исследования, также скопленный опыт бурения позволяют выделить главные виды нарушений целостности стен скважины.

Осыпи и обвалы происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов либо глинистых сланцев. В итоге увлажнения циркулирующей жидкостью либо ее фильтратом понижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита либо глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Осыпям и обвалам может содействовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в огромных количествах в смесях, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами либо глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стены скважины. Осыпи и обвалы могут произойти также в итоге деяния тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Значение горного давления при всем этом существенно превосходит давление со стороны столба промывочной воды. Соответствующими признаками осыпей и обвалов являются: резкое увеличение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, насыщенное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны, время от времени выделение газа. Насыщенное кавернообразование значительно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, потому что миниатюризируется скорость восходящего потока и его подъемная сила, растет аварийность с бурильными трубами, в особенности при роторном бурении. Из-за угрозы поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к понижению скорости бурения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации осыпей и обвалов являются:

1) бурение в зоне вероятных осыпей и обвалов с промывкой химически обработанным буровым веществом, имеющим наименьшую водоотдачу и очень может быть высшую плотность;

2) верная организация работ, обеспечивающая высочайшие скорости бурения;

3) спуск бурильной колонны плавненько, без резких торможений;

4) недопущение значимых колебаний плотности бурового раствора;

5) утяжеление перед подъемом бурильной колонны раствора, доводя его плотность до нужной, если в процессе бурения вышло ее понижение;

6) недопущение долгого пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значимом содержании минералов типа монтмориллонита). В итоге деяния промывочной воды и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя бурового инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

бурение в зоне вероятных сужений с промывкой утяжеленными буровыми смесями, в фильтре которых содержатся хим вещества, содействующие повышению предельного напряжения сдвига и уменьшению структурно-адсорбционных деформаций, также степени и давления набухания;

верная организация работ, обеспечивающая высочайшие скорости бурения.

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита либо соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться с течением времени, т.е. ползти и выпячиваться в ствол скважины. В итоге недостающего противодавления на пласт глина, песочные глины, ангидриты, глинистые сланцы либо соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. Отягощение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины либо аргиллита ползут, выдавливая последние в скважину. При всем этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев либо аргиллита сложены породами (к примеру, соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести в особенности проявляется с ростом глубины бурения и повышением температуры пород. Соответствующими признаками ползучести являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; время от времени прихват и смятие бурильной либо обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

разбуривание отложений, представленных породами склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми смесями;

верная организация работ, обеспечивающая высочайшие скорости бурения;

внедрение при бурении вертикальных скважин таковой сборки бурильной колонны, при которой искривление скважин малозначительное;

воплощение при цементировании обсадных колонн подъема цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию).

Желобообразование может происходить при прохождении всех пород, не считая очень крепких. Главные предпосылки желобообразования - огромные углы перегиба ствола скважины, большая масса единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. В особенности нередко желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно направленных скважин. Соответствующие признаки образования в скважине желоба - проработки, посадки, затяжки, прихваты, также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что же-лобообразование происходит не сходу, а равномерно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. Установлено, что образование желобов при использовании утяжеленного бурового раствора характеризуется наименьшей интенсивностью, чем в процессе внедрения необработанного раствора. В критериях желобообразования опасность заклинивания увеличивается, если поперечник бурильных труб превосходит ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

внедрение при бурении вертикальных скважин таковой сборки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение разных азимутальных конфигураций;

рвение к наибольшей проходке на долото; там, где целенаправлено, переход на бурение алмазными долотами;

внедрение предохранительных резиновых колец;

при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех советов, перечисленных как меры предупреждения осыпей и обвалов.

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стены скважины, растворяются под действием потока воды. Соответствующим признаком растворения соляных пород является насыщенное кавернообразование, а в особо томных случаях - утрата ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стен скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута только при условии полного насыщения промывочной воды солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть таковой же, как соль, из которой сложены стены скважины). При маленькой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является наибольшее форсирование режима бурения с следующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей более хорошее средство предотвращения их насыщенного растворения — бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Отличные результаты дает внедрение солестойких буровых смесей и смесей, приготовленных из палыгорскита.

Растепление многолетнемерзлых пород. В высшей части геологического разреза многих северных районов (Западная Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород; мощность этой толщи время от времени добивается 500 м и поболее. В состав ее могут заходить как отлично связанные, крепкие породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лед.

При бурении в толще многолетнемерзлых пород одним из всераспространенных осложнений является нарушение стойкости стен скважин. В пакере УфНИПИнефти якорное устройство агрессивно закреплено на стволе пакера, потому после разобщения зоны поглощения и затрубного места исследование скважины и изоляционные работы проводятся через штуцер поперечником 35-40 мм. Преимущество пакера УфНИПИнефти - наличие антизатекателей, предотвращающих затекание резины, по этому возрастает срок службы резиновых частей пакера.Гидравлические пакеры. К гидравлическим относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора.

Растопление толщи многолетнемерзлых пород может происходить за счет относительно высочайшей температуры бурового раствора, нагревающегося при бурении на огромных глубинах, за счет нагрева в процессе закачки и твердения цемента, за счет перемещения по скважине нефти, имеющей высшую температуру (при добыче).

Главным методом предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной температуры стен скважины. Для этой цели используют разные буровые среды: от охлажденного воздуха и буровых смесей до устойчивой пены. При использовании буровых смесей на аква базе приходится также решать делему предупреждения замерзания раствора при продолжительном прекращении промывки.

После разбуривания всей толщи многолетнемерзлых пород ствол скважины закрепляют обсадной колонной, ботинок которой устанавливают на 100-150 м ниже глубины вымерзания. При цементировании следует подбирать цементы с низкой температурой гидратации, низкой теплопроводимостью и высочайшей скоростью выделения тепла при гидратации. В газовых и газоконденсатных скважинах кольцевое место меж кондуктором и стенами ствола скважины рекомендуется герметизировать при помощи пакера, устанавливаемого в 10-20 м от ботинка. Это позволяет предупредить прорыв газа в заколонное место и образование грифонов вокруг устья скважины, что нередко наблюдается при растоплении промерзлых пород.

7.3. ПОГЛОЩЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ.

Поглощения в скважинах буровых смесей является одним из главных видов осложнений.

Предпосылки ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ В СКВА ЖИНА Х.

Установить какие-либо закономерности появления поглощений и избрать действенные мероприятия и технологию проведения работ по предупреждению и ликвидации поглощений из-за огромного числа причин, обусловливающих явление поглощения, очень трудно. В особенности часты они при бурении газовых скважин с аномально высочайшим пластовым давлением (АВПД).На ряде месторождений, в особенности с аномально высочайшими пластовыми давлениями, наблюдаются бессчетные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.Продолжительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих пористых горизонтов.

Проницаемость песчано-глинистых пород находится в зависимости от размеров пор, которые могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапил-лярными. Соединяющиеся меж собой поры образуют поровые каналы, являющиеся способами движения воды и газа.

В мелко- и среднезернистых песчаниках и алевролитах насыщенные поглощения буровых смесей не происходят, потому что образующаяся при фильтрации раствора в пласт глинистая корка на стене скважины имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчаниках и алевролитах раствор фильтруется с большой скоростью. Еще более раствор просачивается в пласты конгломератов, имеющих каналы поперечником 1-5 мм и поболее.

Более нередко буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной либо вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым - все известняки и доломиты, пористость которых является результатом следующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обоснована процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, либо тектоническими причинами.

Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высшую пористость, но их пустоты не все сообщаются меж собой, что понижает их проницаемость. Известняки со вторичной пористостью являются неплохими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также владеют высочайшей проницаемостью.

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

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

Область прогибания нередко вовлекается в воздымание, и высшая часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пустотного места за счет деформаций скелета. По обозначенным причинам давления в высшей части разреза могут установиться аномально низкими.

В областях, где осадконакопление происходило относительно медлительно (платформа, плита и т.д.), породы за долгие геологические отрезки времени уплотняются и цементируются так, что при снятии нагрузки упругого разуплотнения плотных и крепкосцементированных пород практически не происходит. В таких районах основная причина появления АНПД -снижение температуры пород. К таким областям относятся, а именно, 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 полосы напора вод от области питания к области разгрузки.

Поглощение буровых и цементных смесей связано также с гидроразрывом пластов (ГРП). Физическая суть и механизм гидроразрыва исследованы приемущественно в связи с выявлением способностей роста продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещинок зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поро-вом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости воды разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается сразу 3-мя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой воды либо суспензии по трещинке, фильтрацией воды в горных породах.

ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на маленьких глубинах происходят при давлениях столба бурового раствора, существенно наименьших геостатических давлений. С глубиной давления ГРП растут и на огромных глубинах приближаются к геостатическому давлению. Схожее явление наблюдается и в районах размеренного залегания горных пород, где проявление тектонических напряжений маловероятно, и в районах напряженной складчатости. Возрастание давлений ГРП с глубиной разные исследователи разъясняют по-разному.

По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах ct x , ст у меньше вертикальной составляющей a z на значение коэффициента бокового распора а:

где р нуль - давление на свободной поверхности воды; р - плотность бурового раствора; g - ускорение силы тяжести.

В глубочайших скважинах при высочайшей температуре плотность бурового раствора на аква и углеводородной основах существенно отличается от их плотности, замеренной на поверхности. Потому формула (7.8) в особенности для глубочайших скважин является неточной, так как буровой раствор в этих критериях становится и сжимаемым, и расширяющимся.

Плотность увеличивается по мере роста давления и миниатюризируется с ростом температуры. Эти два явления стремятся свести друг дружку на нет, и потому это является основанием внедрения неизменных плотностей для расчета забойных давлений. Вправду, для скважины глубиной две тыщи м с температурой на забое 50 5 °С и давлением 20,0 МПа плотность воды не превзойдет девятьсот восемьдесят 6 кг/м три , это, возможно, значительно не отразится на точности расчетов и не является предпосылкой вероятных осложнений. Но для скважины глубиной 6 тыщ м с температурой на забое 100 девяносто °С и давлением 60,0 МПа плотность воды будет девятьсот 10 кг/м , это изменение плотности уже существенное. По мере роста глубины воздействие температуры доминирует над воздействием давления; плотность раствора с глубиной миниатюризируется.

Самым всераспространенным «возмущающим» фактором, влияющим на гидростатическое давление, являются спускоподъемные операции. Замеры, снятые сразу после остановки инструмента с трубным испытателем пластов, проявили, что фактическое гидростатическое давление превосходит расчетное при спуске труб и, напротив, оказывается меньше при их подъеме. Во время остановки происходит плавное понижение либо увеличение забойного давления. Время релаксации напряжений до некого конечного значения составляло 60-120 мин.

Измерения забойных давлений в скважинах, вскрывших отлично проницаемые пласты, демонстрируют, что через несколько 10-ов минут гидростатическое давление становится практически равным пластовому при сохранении положения уровня бурового раствора на устье скважины.

Фактическое гидростатическое давление в скважине, заполненной вязкопластической либо вязкоупругой жидкостью, не соответствует расчетному. Смесь должна просто регулироваться при температурах и давлениях для конфигурации структурномеханических параметров и плотности.Наименее всераспространены методы изоляции всасывающего пласта, основанные на использовании консистенций, приобретающих нужные характеристики в скважине за счет смешения 2-ух компонент в зоне поглощения (параллельная закачка 2-ух смесей по двум рядам труб, внедрение глубинного смесителя и т.д.).По В.И. Крылову, необходимыми требованиями, предъявляемыми к тампонажным консистенциям, применяемым для изоляции зон поглощения, являются вязкоупругие и дилатантные характеристики.

Спуск либо подъем бурильной и обсадной колонн производят трубами и свечками. Процесс этот, непременно, инерционный и осуществляется в жидкостях, владеющих разной реологической чертой (вязкая, вязкопластическая и вязкопластичноупругая воды и т.д.). Спускаемая колонна по отношению к стволу скважины всегда находится в эксцентричном положении. При всем этом фактически всегда имеют место фильтрационные процессы (кроме движения труб в обсаженном стволе), прямо до частичного либо даже полного поглощения бурового раствора. При всем этом нужно считаться с тем, что фильтрация воды из раствора в пласт обусловливает возникновение пристенного слоя с малой вязкостью.

Процесс спуска либо подъема прерывающийся, и зависимо от времени тиксотропные буровые смеси значительно меняют структурномеханические характеристики.

Для скважины со сравнимо огромным объемом и значимой глубиной существенное воздействие на гидродинамические давления оказывают сжимаемость бурового раствора и большая крепкость.

В базу теоретических решений по определению гидродинамических давлений положено то, что движение колонны с открытым либо закрытым нижним концом обусловливает движение воды в кольцевом пространстве и трубах, которое появляется в итоге 2-ух обстоятельств:

вязкая либо вязкопластическая жидкость увлекается внешней и внутренней поверхностями труб, передвигающихся со скоростью и т ;

жидкость, вытесняемая трубами, течет по кольцевому месту и в трубах.

Для движения колонны труб с неизменной скоростью в вязкой воды задачка решалась рядом исследователей (Л.С. Лейбензон, А.М. Пирвер-дян, С.М. Тарг и др.).

Н.А. Гукасов предложил облегченную формулу, в какой раздельно учтены силы вязкости и пластичности:

где p д - давление под долотом; n - структурная вязкость; и т - скорость движения колонны труб; один - длина колонны труб; R один , R два - соответственно радиус трубы (наружный) и скважины; r - внутренний радиус бурильных труб; т нуль - динамическое напряжение сдвига.

Ниже описаны пасты, более обширно применяемые при изоляционных работах.Вязкая тампонажная паста (ВТП) обладает завышенной пластической прочностью, приготовляется при помощи цементировочного агрегата по рецептурам.Паста применяется для изоляции маленьких всасывающих каналов, оценки всасывающей возможности скважины и выбора следующего направления ведения изоляционных работ, также для определения способности перехода на промывку скважин глинистым веществом.Гипаноглинистая паста (ГГП) выходит смешением глинистого раствора, приготовленного на 15-20%-ном растворе хлорида кальция, с веществом гипана 8-10%-ной концентрации.

При расчете инерционной составляющей при спуске труб принимается во внимание нрав разгона зависимо от свойства буровой установки и веса колонны труб в воды с учетом дела площади сечения труб и площади кольцевого места скважины.

Известны инерционные «поправки» Я.М. Расизаде, Н.А. Гукасова; инерционную составляющую оценивают потому что это принято при определении давления гидравлического удара, возникающего вследствие резкого конфигурации скорости движения труб, а как следует, и воды в затрубном пространстве скважины:

Значение силы трения покоя меж глинистой коркой и железной трубой находится в зависимости от количества прокачиваемой воды. При структурном режиме течения воды повышение подачи насоса приводит к уменьшению силы трения вследствие насыщенного размыва рыхловатого слоя корки, прилегающего к трубе, и в итоге к уменьшению площади контакта меж трубой и коркой. При турбулентном режиме течения повышение расхода прокачиваемой воды вызывает увеличение гидродинамического давления, как следует, и перепада давления, также силы трения.Повышение содержания утяжелителя приводит к возрастанию коэффициента трения, а профилактические добавки нефти к буровому раствору в пару раз понижают коэффициент трения и уменьшают связанность частиц в глинистой корке.

где девять — статическое электричество сдвига бурового раствора.

Символ «плюс» относится к спуску колонны, а символ «минус» - к ее подъему.

В момент начала либо конца движения колонны, когда нужно преодолеть статическое электричество сдвига бурового раствора девять и инерционную силу, гидродинамическая составляющая под ботинком (долотом)

Расчет проводится по формуле.

где с - скорость распространения ударной волны по затрубному месту, м/с (для обсаженного ствола, заполненного водой, с = одна тыща триста 50 м/с, а буровым веществом, с = одна тыща 100 м/с, для необсаженного ствола, заполненного буровым веществом, с = восемьсот м/с); v - скорость движения труб, достигнутая за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с; v нуль - исходная скорость при равномерном движении колонны труб, м/с.

Давление под ботинком обсадной колонны, спускаемой с оборотным клапаном,

где к - модуль большого сжатия бурового раствора, МПа; v p - исходный (до начала спуска каждой свечки) объем раствора в скважине, м два ; S H - площадь поперечного сечения по внешнему поперечнику колонны труб, м два ; T - время запаздывания выходного бурового раствора из скважин.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ.

Обилие геолого-технических критерий в каждом нефтегазоносном районе обязует изыскивать применимые методы предупреждения поглощений. Они все связаны с регулированием давления, действующего на стены скважины при выполнении в ней разных операций.

При наличии нескольких зон поглощения изоляционные работы проводят с установкой гидромеханического пакера с целью разобщения зон. Намыв заполнителей создают через открытый конец бурильных труб при одной зоне поглощения. При намыве заполнителей через пакер последний устанавливают на 20-30 м выше кровли всасывающего пласта. Нагнетательную линию цементировочных агрегатов соединяют с патрубком бурового стояка.

Не считая того, в целях своевременного предупреждения поглощения бурового раствора нужно найти интервалы вероятного поглощения. При подходе забоя к интервалам ожидаемого поглощения делают ряд профилактических мероприятий: добавка заполнителей в буровые смеси, регулирование их плотности и структурных характеристик, скорости спуска инструмента с целью очень вероятного понижения давления.

Улучшение приемов предупреждения поглощений, основанных на понижении перепадов давления на всасывающие пласты, неразрывно связано с глубочайшим исследованием и разработкой способов проводки скважин при сбалансированном давлении в системе скважина - пласт.

Буровой раствор, проникая в всасывающий пласт на определенную глубину и загустевая в каналах поглощения, делает дополнительное препятствие на пути движения буровому раствору из ствола скважины в пласт.делается расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и промывка скважины;определяется зона прихвата;собирается торпеда данной длины, спускается в скважину и устанавливается против всей зоны прихвата либо над долотом при его заклинивании;

Начало схватывания, ч-мин.Отношение схватывания к за-густеванию.ния, да и колебания давления, возникающие при закачке смесей в скважину.

Установлено, что вязкоупругие воды являются хорошими буровыми смесями при прохождении зон поглощения. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве появляются малые сопротивления, при этом эти воды сразу владеют высочайшей вязкостью при движении в сужающихся частях всасывающих каналов. Благодаря этому интенсивность поглощения понижается как вследствие высочайшего сопротивления при движении смесей в пласте, так и вследствие уменьшения давления на всасывающий пласт.

Смеси полимеров при движении в пористой среде владеют способностью уменьшать приемистость породы в итоге адсорбции и механического улавливания полимера породой.

К числу полимеров, оказывающих сильное воздействие на подвижность в пористой среде, следует отнести полиакриламиды, полиоксиэтилен, сульфат поливинилового спирта и др. Все обозначенные полимеры при слабеньких концентрациях присваивают воды вязкоупругие характеристики, по этому появляется дополнительное сопротивление при фильтрации ее в пористой среде. При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с огромным действенным сечением сопротивление резко растет по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникания в эти каналы и поболее равномерному наполнению пор в приствольной зоне скважины.

Увеличение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты потому что глубина их проникания с ростом интенсивности закачки не может очень возрастать вследствие роста вязкости по степенному закону. Последнее в особенности принципиально, так как при движении структурированных вязкопластических консистенций, владеющих высочайшей тиксотропией, при огромных скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к понижению вязкости.

Основой для метода активного воздействия на нрав течения воды в призабойной зоне всасывающего пласта может служить явление фазовой проницаемости в пористой среде.

Суть явления фазовой проницаемости состоит в увеличении сопротивления движению подвижной фазы в пористой среде, заполненной многокомпонентной консистенцией. При движении воды в пористой среде на значение проницаемости (для передвигающейся воды) оказывает влияние присутствие других жидкостей в поровом пространстве пласта, даже если они остаются недвижными. Если в всасывающем пласте находится несколько водянистых либо газообразных фаз, термин «проницаемость» должен быть связан с какой-нибудь отдельной фазой.

КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД.

Кольматация - это наполнение пор и каналов пород, проходимых скважиной, глинистыми и другими жесткими частичками либо затвердевающими частичками воды. Она может быть механической и хим. В первом случае она происходит при заполнении пор и каналов под действием сил гравитации, трения и центробежных. Во 2-м - когда наполнение пор и каналов жесткими частичками сопровождается хим реакциями с породами, либо идет процесс закупорки пор образованием твердого вещества из водянистого. Механическая кольматация может сопровождаться хим.

В каналы могут заходить частички, размер которых меньше 1/3 условного поперечника канала; они являются основными кольматантами при естественной кольматации (под действием гидростатического давления); частички, размер которых меньше 0,1 условного поперечника канала, свободно проходят по каналу.

В последние годы сформировалось мировоззрение, что под кольматацией следует осознавать не «загрязнение» пласта», а целенаправленное действие ввода жестких частиц (либо формирования их) в поры и каналы пласта с целью программируемой закупорки пор и каналов.

М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов и другие исследователи считают коль-матацию результатом совместного деяния механического, струйного, вибрационного и других процессов. Почти всегда кольматация является «естественным» (без нашего направленного воздействия) процессом, время от времени ненужным, потому требующим кропотливого исследования управления им.

Если кольматация продуктивного пласта в период его освоения нежелательна, то кольматация проходимых непроизводительных пород целесообразна, а в неких случаях, безусловно, нужно наполнение пор и каналов жесткими частичками бурового раствора в пристенной зоне скважины; это понижает интенсивность фильтрации воды в пласт и делает сопротивление движению воды из пласта, т.е. формируется экран на пути движения воды в пласт либо из пласта. Со временем экран упрочняется и несколько утолщается (под действием гидростатического давления). Упрочнению (время от времени разрушению) экрана могут содействовать физико-химические процессы на контакте породы с частичками либо меж частичками. Эти процессы, плюс уплотнение частиц, находящихся в порах и каналах пласта, за счет поступления новых в итоге приложения сил (не считая создаваемых гидростатическим давлением), содействуют формированию низкопроницаемого экрана.

Одним из действенных методов реализации механической кольматации пористых пород является втирание жестких частиц в поры, к примеру пластично-твердых материалов (алюминия и др.) в твердые проницаемые породы, эластичных материалов за счет упругих сил эластичных частей при вращении бурильной колонны, глинистой корки в поры и каналы пластов калибрующими элементами при вращении бурильной колонны. Простота технических решений механической кольматации - неоспоримое преимущество способа; но эффективность ее находится в зависимости от конфигурации ствола скважины, которая, к огорчению, не совершенно цилиндрическая.

Полезный эффект получен в итоге внедрения струйной обработки стены скважины, но она применима в крепких, эрозионно стойких породах. Установлено, что струйная обработка обеспечивает чистку стен от глинистой корки при заполнении пор и каналов пород жесткими частичками бурового раствора. Результаты реализации способа проявили высшую его эффективность.

БУРЕНИЕ СКВА ЖИН С ПРОМЫВКОЙ АЭРИРОВ АННЫ МИ БУРОВЫМИ.

Комплекс мероприятий по предупреждению поглощений буровых смесей при проводке скважин, по существу, содержит в себе все, что дает возможность понизить противодавление на пласты с таким расчетом, чтоб оно не превышало пластовых давлений. Если геологические условия позволяют бурить скважину при гидростатическом давлении, равном пластовому, то неувязка поглощений не появляется.

Бурение с промывкой аэрированными буровыми смесями является одним из конструктивных мероприятий в комплексе мер и методов, созданных для предупреждения и ликвидации поглощений при бурении глубочайших скважин.

При всем этом переводник и ствол идут ввысь, плашки освобождаются от заклинивания и под действием пружины и собственного веса занимают транспортное положение.Для внедрения пакера при изоляции пластов быстросхватывающи-мися растворами с раздельной транспортировкой их составляющих компонент по бурильным трубам в полиэтиленовых сосудах он обеспечен устройством, разрушающим сосуды и перемешивающим тампонажную смесь. Устройство (рис. 7.5, б) состоит из переводника 20 с винтообразными канавками, наклонно установленных ножей 22, втулки 21, планки 20 три и разъемного кольца-фиксатора 24.Главным преимуществом пакера является свободная подвеска якорного устройства на стволе пакера, что дает возможность сразу с разобщением затрубного места от подпакерной зоны разобщать рабочую камеру от ствола пакера и открывать круговые каналы огромного сечения.

При бурении скважин с применением аэрированного раствора огромное значение имеет определение рационального соотношения фаз - степени аэрации (отношение расходов воздуха к раствору при атмосферном давлении) газожидкостного потока, обеспечивающего данное понижение давления на всасывающие пласты и достаточную подъемную силу для выноса жестких частиц выбуренного шлама из скважины.

По методике Е.Г. Леонова (с сотрудниками) может быть определена подъемная сила газожидкостного потока для обеспечения удовлетворительного выноса частиц шлама. При рациональном расходе газа скорость подъема водянистой фазы должна быть более 0,3 м/с, что обычно соответствует фактическим данным при бурении скважин с промывкой забоя аэрированными жидкостями.

Аэрация воды позволяет сравнимо стремительно и в широких границах регулировать ее плотность (от 0,1 до 1,0 г/см три и поболее) и тем снижать либо наращивать давление на забой и стены скважины. Повышение выносной возможности восходящего потока аэрированной воды при низких расходах водянистой фазы консистенции и улучшения чистки забоя достигается обработкой воды ПАВ.

Гидростатическое давление на забое скважины, заполненной аэрированной жидкостью, определяется глубиной скважины, отношением расхода воздуха и раствора в обычных критериях и плотностью промывочной воды.

Испытаны измененные постоянные пены, которые открывают широкие способности их внедрения не только лишь для прохождения зон поглощений, да и при разбуривании вечномерзлых пород, также при бурении в районах с завышенным геотермическим градиентом.

Разработка бурения с внедрением измененной размеренной пены (МСП) (методика компании «Мобил Ойл») последующая: при встрече водоносного горизонта в подаваемый в скважину воздушный поток вводится бентонитовый раствор с высочайшим содержанием пенообразующего ПАВ. В итоге контакта воздушной струи с пластовой водой появляется размеренная пена, что приводит к повышению выносной возможности воздушного потока. Рекомендуется использовать эти пасты до глубины две тыщи м.Рецептуры паст и надлежащие им характеристики приведены в табл. 7.4.Глиноцементная паста с полиакриламидом (ГЦППАА) представляет собой высокоструктурированную тампонажную смесь плотностью 1,33.

НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ.

Действенным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор заполнителей. Цель их внедрения состоит в разработке тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции всасывающих пластов. В качестве закупоривающих агентов употребляют древесную стружку либо мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробки хлопчатника, волокна сладкого 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 использовать раздельно и в композициях, сделанных индустрией либо составляемых перед внедрением. Повышенное внимание уделяется обеспечению «плотной» упаковки заполнителей. Придерживаются представления Фернаса, согласно которому более уплотненная упаковка частиц отвечает условию рассредотачивания их по размерам по закону геометрической прогрессии.

Наполнители по высококачественной характеристике разделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые.

Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетические материалы. Тип и размер волокна существенно оказывают влияние на качество работ. Принципиальна устойчивость волокон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают отличные результаты при закупоривании песочных и гравийных пластов с зернами поперечником до 20 5 мм, также при закупоривании трещинок в крупнозернистых (до три мм) и тонкодисперсных (до 0,5 мм) породах.

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

Зернистые материалы: перлит, размельченная резина, куски пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большая часть из их отлично закупоривают пласты гравия с зернами поперечником до 20 5 мм. Перлит дает отличные результаты в гравийных пластах с поперечником зернышек до 9-12 мм. Ореховая скорлупа размером 2,5 мм и наименее закупоривает трещинкы размером до три мм, а более большая (до 5 мм) и размельченная резина закупоривают трещинкы размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещинок вдвое больше, чем при использовании волокнистых либо пластинчатых материалов.

При отсутствии данных о размерах зернышек и трещинок всасывающего горизонта используют консистенции волокнистых с пластинчатыми либо зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материалами, также при смешивании зернистых материалов: перлита с резиной либо ореховой скорлупой.

В США употребляют консистенции заполнителей под разными фирменными наименованиями, к примеру «Тем-Плаг», состоящий из смолы и скорлупы земельных орехов, при этом жесткая растворимая нефтяная смола составляет 70 5 %, а скорлупа - 20 5 % по массе. Смола содержится в виде частиц размером меньше три мм, а скорлупа остается на сите № 8.

«Квик-сил» - сочетание заполнителей разных размеров и формы (гранулированного, хлопьевидного и волокнистого) в согласовании со эталоном АНИ; консистенции на базе СаСо три для «лучшего сцепления при закупоривании каналов поглощения жидкости», а наличие сразу мрамора и известняка позволяло «запрессовывать» каналы и поры. Формирование таковой пробки должно длиться до того времени, пока она не уплотнится так, что не будет пропускать мелких жестких частиц, не считая фильтрата.

Закупоривающая способность конечных смесей проверялась в лабораторных критериях на искусственных трещинках. При всем этом несущие смеси с большой водоотдачей оказались очень действенными.

Важными качествами заполнителей являются: наличие рационального рассредотачивания размеров частиц, форма, масса либо плотность частиц, их твердость и инертность. Наибольший размер частиц определяется сечением всасывающих каналов. Материалы, состоящие из однородных по размерам частиц (пластинчатые материалы), не образуют корки, перекрывающей отверстия. Волокнистые материалы, содержащие волокна разных длин и поперечников, образуют непроницаемую корку, но нередко волокна не выдерживают перепада давлений и разрываются, и утрата циркуляции возобновляется.

Наилучшей консистенцией для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стене скважины, образуют сетку. Листочки слюды крепят эту сетку и закупоривают более большие каналы в породе, а поверх всего этого появляется узкая и уплотненная глинистая корка.

В забугорной практике при изоляции зон поглощений буровых смесей получила применение так именуемая «жидкая глина». Применение «жидкой глины» не рекомендуется при потере циркуляции в итоге поглощения бурового раствора кавернозными пластами. Применение «жидкой глины» дает отличные результаты в тех случаях, когда раствор поглощается трещинками, образовавшимися либо раскрывшимися в процессе бурения, также при изоляции трещинок естественного происхождения. Действие «жидкой глины» основано на резвом оседании из раствора жестких частиц, способных закупоривать трещинкы.

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

Исследования и промысловый опыт демонстрируют, что при роторном методе бурения лучшие результаты получены, если в буровой раствор вводить до 20-30 кг/м наполнителя, а при турбинном - до 5 кг/м три .

Рациональные количества вводимых в раствор заполнителей, при которых не нарушается обычное бурение скважины, приведены в табл. 7.1 (В.И. Крылов, Н.И. Сухенко).

В случае если при бурении турбинным методом добавка наполнителя в обозначенном количестве не предутверждает поглощения бурового раствора, следует по способности перейти на роторное бурение зоны поглощения и прирастить количество добавляемого наполнителя.

На основании решения задачки Ляме можно записать.где ст г - круговое напряжение; q - некий параметр напряжения; a - радиус скважины; ст п - тангенциальное напряжение.Параметр напряжения q можно найти из условия, что при r ^ да имеем ст г = ст п = q, т.е. q представляет собой главное напряжение в массиве пород. На глубине H главное напряжение q = Хр гп дН, где X = 1,0 в массиве горных пород и X = 0,2^1,0 на стенах ствола скважины; р гп — плотность горных пород.

Рис. 7.2. Схема причин, обусловливающих понижение гидростатического и гидродинамического давлении на стены скважины.тического и гидродинамического давлений на стены скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению малого лишнего давления на всасывающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Наполнитель умеренно подают в приемный чан цемен-

Рациональные количества заполнителей.

Наполнители (размер частиц)

При помощи пакера можно также задавить смесь в зону поглощения и изучить приемистость всасывающих пластов при давлениях, вероятных в процессе предстоящей проводки скважины либо при ее креплении.Имеющиеся конструкции пакеров, используемые при изоляции всасывающих пластов, подразделяют на две группы: неоднократного использования (извлекаемые) и разбуриваемые.Пакеры с якорным устройством.

Кожа-«горох» (до 8-10 мм)

Слюда-чешуйка (до 7-10 мм)

Керамзит (до 5 мм)

Резиновая крошка (до восемь мм)

тировочного агрегата и после смешивания закачивают в бурильные трубы. Намывают наполнители на воде либо буровом растворе. После заслуги данного давления на устье для определенной площади с целью определения эффективности намыва в зону поглощения пакер высвобождают, и бурильные трубы спускают на 10-15 м ниже подошвы всасывающего пласта. Если значение приемистости остается без конфигурации, то наполнитель намывают повторно. При этом меняют размер заполнителей и их компонентный состав. При отсутствии огромного эффекта от намыва заполнителей процесс длится до понижения интенсивности поглощения на 30-40 % от начального. Последующие изоляционные работы проводят тампонажной консистенцией.

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

При высочайшей интенсивности поглощения обширно используют тампоны типа «мягких пробок». В практике используются последующие виды тампонов:

смесь бурового раствора с наполнителями (либо их консистенцией);

тампоны на углеводородной базе: соляробентонитовая смесь (СБС) с добавкой либо без добавки ПАВ, нефтебентонитовая смесь (НБС);

Целенаправлено применение в тампоне гранулярных, волокнистых и пластинчатых заполнителей в сочетании 1:2:2. Объем тампона обычно более 5-10 м три . Тампон готовят последующим образом. Цементировочный агрегат обвязывают с цементно-смесительной машиной, затаренной глинопо-рошком. При всем этом выкидную трубу смесителя устанавливают так, чтоб струя глинистого раствора лупила в сетку чана. В процессе изготовления консистенции один рабочий очищает сетку чана, 2-ой загружает нужное количество заполнителей в чан агрегата, 3-ий перемещает выкидную трубу смесителя вдоль сетки, очищает ее гидравлической струей. Тампоны обычно приготавливают на глинистом растворе плотностью 1,1-1,14 г/см три и вязкостью 25-60 с по ПВ-5.

Если при ликвидации поглощения тампоны из одной композиции заполнителей не дают хорошего результата, приготавливают композиции заполнителей различного размера.

При частичном поглощении используют тампоны из соляробентонитовой либо нефтебентонитовой консистенции. Состав СБС: а) без добавок ПАВ - один м три дизельного горючего и 1-1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ - один м три дизельного горючего, 1,2-1,5 т бентонитовой глины и 0,5 % ПАВ (от массы консистенции). ПАВ присваивает подвижность СБС и содействует наилучшему отделению дизельного горючего от консистенции. В качестве ПАВ употребляют крезол и др.

ТАМПОНАЖНЫЕ Смеси И Консистенции ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ.

Более всераспространенным способом изоляции всасывающих пластов является закачка в скважину цементной консистенции, приготовленной на поверхности. Технологические условия внедрения таких консистенций и основное их предназначение предъявляют противоречивые требования к структурномеханическим свойствам тампонирующих смесей. Нужно, чтоб во время изготовления и транспортировки по трубам смесь была подвижной. При поступлении консистенции в каналы всасывающего пласта она обязана иметь выраженную структуру, крепкость которой стремительно растет и через 8-10 ч выдерживает определенную нагрузку, т.е. смесь должна пройти ряд перевоплощений, изменяя в определенные моменты свое состояние от жидкотекучего до пластично-вязкого и в конце концов твердого с определенными физико-механическими чертами. Отличия гидростатического давления от расчетного могут иметь как положительное, так и отрицательное значение, что вызвано воздействием температуры, давления, показателя фильтрации, контракции, возмущающих причин, обусловленных движением труб вниз либо ввысь, перетоками бурового раствора из затрубного места в трубы, взрывами торпед и т.д. Эти отличия могут иметь высочайшее значение, полностью достаточное для гидроразрыва пласта и ухода бурового раствора.Определение гидродинамических давлений.

На рис. 7.3 приводится систематизация тампонажных консистенций, используемых для изоляции зон поглощения.

Применительно к портландцементу (тампонажные цементы для «холодных» и «горячих» скважин) первой стадией структурообразования является появление коагуляционной структуры начальных частиц цемента и гидратных новообразований. На 2-ой стадии развивается сплошная рыхловатая кристаллизационная структура гидроалюмината, которая обычно разрушается при смешивании раствора. 3-я стадия - это образование кристаллизационной структуры гидросиликатов.

В подавляющем большинстве скважин изоляционные работы, обычно, выполняются незапятнанными портландцементными смесями, тогда как физико-механические характеристики камня растут в случае введения в их кварцевого песка, в особенности при больших 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), также скорость протекания этих процессов определяются водоцементным отношением (чем ниже температура, тем существеннее), критериями твердения, сначала температурой (чем выше температура, тем активнее), давлением, природой цемента, также количеством и природой хим реагентов (активаторов, замедлителей и стабилизаторов).

В табл. 7.2 сопоставляются начало схватывания и время загустевания смесей из карадагского цемента для скважин с температурой 70 5 °С.

На диспергацию жесткой фазы и ускорение загустевания и схватывания цементных смесей оказывают влияние не только лишь абсолютное значение давле-

Рис. 7.3. Систематизация тампонажных консистенций для изоляции зон поглощения.

Состав консистенции, толики.

Количество воды, %, от массы консистенции до рас-текаемости 19-20 см.

С ростом же глубины связь меж т нуль и Др нуль будет усиливаться, т.е. повышение предельного напряжения сдвига для смесей, применяемых, при борьбе с отягощениями, является малоэффективным. Наилучших результатов можно достигнуть, применяя смеси с высочайшей вязкостью, обработанные реагентами, не увеличивающими т нуль . В особенности действенными оказались бы смеси, у каких гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве не достаточно изменялось с ростом скорости сдвига, но при всем этом очень росло сопротивление при фильтрации в пористой среде.

Одновременное колебание температуры и давления (по программке конфигурации критерий при закачке и движении тампонажного раствора) существенно оказывает влияние на время загустевания раствора, которое отличается от времени загустевания, определяемого при забойных температурах и давлении.

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

Тампонажные консистенции на базе минеральных вяжущих.

Быстросхватывающиеся консистенции могут быть получены на базе особых цементов - глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццола-нового.

Глиноземистый цемент употребляют как добавку к тампонажному цементу в количестве менее 10-20 % массы консистенции. При всем этом начало схватывания при В/Ц = 0,5 может быть снижено до 20 мин. Предел прочности при твердении в пластовой воде через два сут составляет 1,4-1,7 МПа.Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежайшую поверхность породы, только-только вскрытой долотом, то за тот маленький просвет, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещинок и протолкнуть их в пласт. Таким макаром, осколки выбуренной породы, выносимые веществом на поверхность, содержат пластовые флюиды.В итоге бессчетных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород увеличение механической скорости проходки приводит к повышению содержания газа в буровом растворе.

Для изоляции пластов с температурой 25-30 °С используют консистенции на базе прочного строительного либо водостойкого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Потому что характеристики гипса приметно изменяются во времени, нужно перед проведением изоляционных работ сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания консистенций. В качестве замедлителей схватывания используют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др.

Особенность гипсовых смесей - высочайшая скорость структурообра-зования, при этом они сохраняют это свойство при значимом содержа-

нии воды. Понижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходят только при содержании воды более 100 шестьдесят % от массы сухого гипса.

Положительными свойствами цементного и гипсового смесей владеют гипсоцементные консистенции, имеющие недлинные сроки схватывания и твердения и дающие прочный камень через 3-4 ч после затворения консистенции.

Гипсоцементные смеси приготавливают смешением гипса и тампонажного цемента в сухом виде с следующим затворением приобретенной консистенции на растворе замедлителя либо смешением раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента.

Для предотвращения схватывания гипсоцементного раствора в бурильных трубах нужно сначала закачать один м три аква раствора замедлителя, на котором затворяли гипс. Стойкость гипсоцементных смесей к разбавлению водой существенно выше, чем у цементных смесей.

Глиноцементные смеси готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешением сухих компонент с следующим их затворением либо добавлением бентонита в цементный раствор. Наличие в консистенции глинистых частиц содействует более резвому росту структуры. Глиноцементные смеси наименее чувствительны к воздействию бурового раствора. Добавка к глиноцементной консистенции 0,5— один % сернокислого глинозема увеличивает исходную подвижность консистенции, повышающуюся также с повышением содержания бентонитовой глины.

Время прокачивания таких консистенций составляет 80-100 мин, т.е. сернокислый глинозем оказывает стабилизирующее действие на раствор в период его прокачивания. Характеристики глиноцементных смесей при температуре 70 5 °С приведены в табл. 7.3.

Для изготовления раствора цемент и глинопорошок засыпают в бункер цементосмесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения.

Для изоляции зон насыщенных поглощений во ВНИИБТ разработан глиноцементный тампонажный раствор с высочайшим показателем водоотдачи (ТРВВ).

Цементно-полимерные смеси получают при внедрении в цементные смеси полимерных добавок, что позволяет сделать лучше характеристики как смесей, так и тампонажного камня. Высочайшая термостойкость, непроницае-

Характеристики глиноцементных смесей при температуре 70 5 °С.

Состав, массовая часть.

Время пришествия пластической прочности, равной 10 кПа, мин.

При натяжке бурильных труб штифты 10 срезаются, и муфта двенадцать верхним торцом упирается в шток клапана 9, сжимая его пружину. Жидкость выходит из-под резинового элемента по каналу В, пакер воспринимает транспортное положение и подымается на поверхность.Таким макаром, перемещающийся цилиндр пакера совместно с трубой обеспечивает поступление консистенции в зону поглощения снизу ввысь, что увеличивает качество изоляции зоны поглощения, а долото позволяет разбурить цементный мост без подъема пакера из скважины и дополнительного спуска инструмента специально для разбуривания цементного моста.

Установка жидкостных ванн.Необходимость установки ванн определяется на базе кропотливого исследования нрава прихвата, установления вероятностных обстоятельств его появления с учетом выбора метода ликвидации прихвата.Применение ванн как метода ликвидации прихвата - более всераспространенный и действующий способ.

Инертность вяжущего вещества к дизельному горючему позволяет неопасно транспортировать смеси по бурильным трубам на значимые глубины. При контакте с водой происходит замещение дизельного горючего и раствор преобразуется в высоковязкую пасту. Крепкость получаемого тампона находится в зависимости от концентрации вяжущего вещества. Для получения подвижного, просто прокачиваемого раствора при высочайшем содержании жесткой фазы рекомендуется вводить в него креозол, кубовые остатки этилового эфира ортокремневой кислоты и другие ПАВ, которые содействуют также отделению дизельного горючего после закачивания консистенции в пласт.

Более нередко в практике используются соляроцементные, соляробентонитовые и соляроцементно-бентонитовые консистенции.

Соляроцементные консистенции содержат 30 — 40 % дизельного горючего, 0,51 % креозола и 6 % ускорителя (кальцинированной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав консистенции вводят до три тыщи 50 % кварцевого песка.

Соляробентонитовые консистенции (СБС) готовят плотностью от 1,1 до.

1,3 г/см три (на один м три дизельного горючего 1-1,5 т бентонита). СБС после вытеснения дизельного горючего водой стремительно загустевает и через пятнадцать мин получают пластическую крепкость 40-60 МПа.

Соляроцементно-бентонитовые консистенции (СЦБС) имеют последующий состав: 1000-1200 кг бентонитового глинопорошка, 300-500 кг цемента и 0,51 % ПАВ от массы консистенции на один м три дизельного горючего. При смешивании с водой либо буровым (глинистым) веществом появляется нерастекаемая там-понажная паста с высочайшей пластической прочностью и вязкостью. Для понижения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и увеличения прочности тампонажного камня в СЦБС вводят 3-10 % водянистого стекла (от массы цемента).

Смеси на углеводородной воды приготавливают в последующем порядке. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного горючего, в каком растворяют ПАВ. На этой воды затворяют бентонит, цемент либо их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного горючего - по 0,5 м три , объем консистенции не должен превосходить 5 м три . После вытеснения консистенции из бурильных труб в затрубное место прокачивают 0,5-1 % бурового раствора.

Полимерные тампонажные смеси имеют последующие достоинства перед смесями минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, неплохую фильтруе-мость в пористых средах, отсутствие проницаемости тампонажного камня, высшую крепкость и стойкость к злости камня. Из огромного количества полимеров, выпускаемых российскей индустрией, более обширное применение для разработки тампонажных консистенций получили водорастворимые смолы. Но более перспективны водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам воды по стволу скважины в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, сохраняя начальный компонентный состав и надлежащие ему характеристики раствора.

Тампонажная смесь СКМ-19 разработана на базе мочевиноформаль-дегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверждаемой 30%-ным аква веществом хлорного железа. При смешивании смолы с отвердителем через определенное время происходит утрата текучести, а потом насыщенное отверждение смолы и резвое нарастание прочности тампонажного камня.

Для улучшения изолирующей возможности в смесь рекомендуется вводить наполнители - опилки, кордное волокно, резиновую крошку и др. При разбавлении консистенции минерализованной водой в соотношениях 1:1 и 1:2 сроки схватывания растут соответственно на 10 и 40 %. При всем этом крепкость тампонажного камня существенно понижается, но остается удовлетворительной для перекрытия всасывающих каналов.

Тампонажную смесь ТС-ФА приготавливают на базе водонерастворимого фурфуролацетонового мономера (мономер ФА), отверждаемого 30%-ным аква веществом хлорного железа. Термостойкость мономера ФА превосходит двести °С, плотность 1,09-1,17 г/см три . При хранении до 1-го года он практически не изменяет свои характеристики и не теряет возможности к отверждению. При температуре выше 100 40 °С следует учесть воздействие лишнего давления на сроки схватывания консистенции.

Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целенаправлено вводить в него до 10 % заполнителей (кордного волокна). При всем этом следует корректировать сроки схватывания до данных значений, потому что некие наполнители оказывают замедляющее действие на отверждение консистенции ТС-ФА, и потому при вводе в смесь заполнителей количество отвердителя наращивают.

Во ВНИИБТ разработаны тампонажные консистенции на базе малоконцентрированных латексов (СКМС-30АРК, ДВХБ-70, ДВМП-10Х и СПС-30ИКПХ) с содержанием 25-30 % сухого вещества. Эти латексы коагулируют в аква растворе хлорида кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Малоконцентрированные латексы (МКё) перед внедрением структурируют введением в их 0,5-1 % к массе пылеобразного КМЦ при радиальный циркуляции латекса. Если КМЦ в виде раствора, то следует вводить 10 % от объема латекса 5-7%-ного раствора КМЦ. Структурирование латексов содействует более равномерному рассредотачиванию в их заполнителей (опилки, кордное волокно, резиновая крошка и др.), лучшая добавка которых составляет 100-120 кг на один м три латекса.

Тампонажные пасты приготавливают на глинистой базе либо на базе неорганических вяжущих веществ. Пасты на глинистой базе представляют собой высоковязкие тампоны, которые используют для проведения тампонажных работ по понижению интенсивности поглощения с следующим закачиванием БСС либо как самостоятельные изолирующие консистенции при низкой интенсивности поглощения. Пасты на базе неорганических вяжущих веществ являются твердеющими и с течением времени преобразуются в тампонажный камень достаточной прочности.Потому что и спуск, и подъем инструмента совершаются с переменной скоростью, то кроме сил вязкостного трения нужно учесть инерционные силы.Давление, обусловленное конфигурацией скорости перемещения труб, определяют по формуле.где — - изменение скорости во времени (ускорение). dt.

В раствор добавляют наполнитель из расчета 20-30 кг на один м три раствора. На буровой смесь приготавливают 2-мя цементировочными агрегатами. В емкости 1-го готовят минерализованный буровой раствор с наполнителем, а в емкость другого заливают гипан. 2-мя агрегатами сразу закачивают равные объемы компонент консистенции в скважину через тройник. Смесь продавливают в зону поглощения при закрытом превенторе: при всем этом в стволе оставляют столб консистенции, превосходящий мощность пласта более чем на 10 м. На 4-6 м три гипана расходуется 5-6 м три бурового раствора и 100-150 кг наполнителя. Термостойкость консистенции до 100 восемьдесят °С.

Полиакриламидглинистая паста (ПГП) появляется смешением 1%-ного раствора полиакриламида с минерализованным глинистым веществом в соотношении 1:3. Вязкость глинистого раствора должна быть менее 40 5 с по ПВ-5. Составляющие консистенции при помощи 2-ух ЦА подают в тройник, а потом по колонне бурильных труб нагнетают в зону поглощения.

Соляроцементная паста (ПТЦ) выходит смешением в тройнике-смесителе цементного раствора на аква базе плотностью 1,8 г/см три с соляроцементным веществом плотностью 1,2-1,45 г/см три . При смешении обозначенных смесей в соотношении 0,6:1,3 получают пасты с пластической прочностью 1,8 — два кПа, а в соотношении 0,5:0,9 пластическая крепкость добивается 5 кПа. Сроки схватывания консистенции регулируют добавками хлорида кальция. Соотношение объемов начальных смесей держут под контролем по их одновременному расходу.

Цементно-глинистую пасту (ПТЦГ) приготавливают смешением в тройнике-смесителе цементного раствора на аква базе с соляроглинистым веществом. Плотность цементного раствора 1,84 г/см три , а растекаемость 18-20 см; плотность соляроглинистого раствора 1,24-1,26 г/см . Сроки схватывания ПТЦГ регулируются добавлением ускорителей схватывания.

Исходная пластическая крепкость тампонажной пасты находится в зависимости от соотношения объемов перемешиваемых смесей и плотности соляроглинистого раствора. Повышение как содержания бурового раствора, так и его плотности приводит к увеличению пластической прочности. Не плохая про-качиваемость по бурильным трубам и высочайшая эффективность при тампонировании зон насыщенных поглощений отмечаются у паст с исходной пластической прочностью 1,8-2,5 кПа.

Глиноцементная паста с сернокислым глиноземом представляет собой нерастекаемую массу, которая при смешивании приобретает пластическую крепкость 0,8-8,3 кПа. После прекращения смешивания происходит насыщенный рост прочности структуры. Смесь рекомендуется использовать при поглощении выше 20-30 м три /ч. При большей интенсивности поглощения рекомендуется временами прекращать закачивание продавоч-ной воды на 10-15 мин после начала поступления консистенции в пласт.

До начала операции цемент и глинопорошок затаривают умеренно в бункер цементно-смесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения, концентрацию которого держут под контролем по плотности раствора. После затворения тампонажную пасту закачивают в зону поглощения конкретно по стволу скважины. Пенообразующее ПАВ в собственном составе содержит гиль-сонит.Во ВНИИБТ разработан метод резкого понижения проницаемости всасывающего пласта, который заключается в нагнетании конкретно в зону поглощения аэрированной воды, которая делает в всасывающем пласте воздушно-жидкостную блокаду.При закачке аэрированной воды в всасывающие пласты, выставленные трещиноватыми и кавернозными отложениями, не всегда обеспечивается устойчивое равновесие в скважине, потому рекомендуется прямо за закачкой аэрированной воды цементировать зону поглощения.

1,4 г/см три и высочайшей пластической прочностью. Смесь получают конкретно в скважине при одновременной подаче в соотношении 1:1 цементного раствора плотностью 1,5 г/см три , затворенного на аква растворе полиакриламида концентрацией 0,25-0,3 %, и глинистого раствора вязкостью 40 5 с по ПВ-5. Цементный раствор подается в бурильные трубы, а глинистый раствор - в затрубное место.

Метасоцементную пасту (МЦП) получают вводом воднощелочного раствора 10-15 % метаса в цементную суспензию, приготовленную на аква растворе хлорида кальция. При растекаемости цементного раствора более девятнадцать см по конусу АзНИИ в смесь следует вводить два % глинопорошка (от массы сухого цемента) либо наполнителя. Приготавливают МЦП последующим образом. В емкость ЦА наливают воду и растворяют в ней кальцинированную соду, после этого туда засыпают метас и растворяют его средством радиальный циркуляции, временами измеряя вязкость воднощелочного раствора. По достижении требуемой вязкости циркуляцию прекращают. Цементный раствор приготавливают на аква растворе хлориТ аблица 7.4.

Добавка на 100 г цемента.

Пластическая крепкость через шестьдесят мин смешивания, кПа.

Крепкость на сжатие через один сут, МПа.

Сернокислый глинозем, г.

да кальция при помощи второго цементировочного агрегата и закачивают его в бурильные трубы сразу с щелочным веществом метаса.

Гипсоцементная паста (ГЦП) появляется смешением цементного раствора, приготовленного на аква растворе хлорида кальция, с цементным веществом, содержащим раствор гипана 10%-ной концентрации, при последующем соотношении компонент (массовая часть): портландцемент 100, гипан 0,7-1, хлорид кальция 3-5, вода 50-60.

Полиакриламидцементную пасту (ПААЦП) получают смешением цементной суспензии, приготовленной на аква растворе полиакриламида, с цементной суспензией на базе аква раствора хлорида кальция при последующем соотношении компонент (массовая часть): портландцемент 100, ПАА (основное вещество) 0,14-0,2, хлорид кальция 3,5-5, вода 55-60.

Изоляция зон поглощения при помощи взрыва.

При изоляции зон поглощения самые большие трудности представляют зоны с завышенной интенсивностью поглощения, в особенности при полной потере циркуляции. Для этих целей может быть применен взрыв в зоне поглощения взрывчатых веществ (ВВ).

Эффективность изоляции всасывающих горизонтов после взрыва будет зависеть от того, как уменьшится сечение всасывающих каналов, по которым происходит фильтрация воды.

При взрыве образуются две зоны разрушения: зона раздавливания породы и зона взрыва, либо трещинообразований. Система круговых и тангенциальных трещинок во 2-ой зоне вместе с существующими каналами поглощения приводит к образованию больших кусков породы, огромных, чем в первой зоне. За пределами 2-ой зоны взрыв вызывает только упругопластичную деформацию либо колебания среды.

Разрушение, вызываемое взрывом, в обеих зонах приводит к понижению начальной интенсивности поглощения. Разногабаритные осколки из разрушенных взрывом пород увлекаются вязкопластической жидкостью и перекрывают всасывающие каналы.

Выбор размера заряда определяется определенными критериями скважины и находится в зависимости от толщины, механических параметров горных пород всасывающего пласта, состояния ствола скважины, характеристик бурового раствора, заполняющего скважину, поперечника бурильного инструмента, конструкции торпеды и т.д.

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ПАКЕРАМИ.

Для предупреждения смешивания тампонажной консистенции с буровым веществом в скважине при доведении ее до зоны поглощения и для разобщения нескольких всасывающих пластов нужно иметь пакер.при турбинном бурении.при роторном бурении.Целлофан (до 7-12 мм)

К пакерам с упором о стены скважины относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется от воздействия на него веса колонны бурильных труб, а якорное устройство устанавливается в рабочее положение с помощью груза, вращением инструмента либо за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора. Пакеры этого типа (рис. 7.4, I— VII) имеют ординарную конструкцию, но не всегда надежны в работе, а время от времени требуют дополнительных приспособлений для извлечения груза.

С учетом недочетов в ТатНИПИнефти разработан гидравлико-меха-нический пакер А19М.

Гидравлико-механический пакер А19М2 ТатНИПИнефти состоит из переводника один (рис. 7.5, а), ствола 2, резиновых частей три с ограничительным элементом 4, якорного устройства и подвески с секторами. Якорное устройство содержит в себе плунжер 10 с конусом 5, обойму восемь с плашками 6, пружину 9, втулку 11, цилиндр 12, манжету 14, кольцо пятнадцать и винт 13. В нижней части ствола пакера размещены подвеска семнадцать и секторы девятнадцать на пальцах 18.

Пакер соединяется с бурильными трубами и спускается в скважину до нужной глубины. Нагнетанием воды в бурильных трубах делают давление 3-4 МПа. Под действием давления кольцо пятнадцать с обоймой восемь и плашками 6 подымается вверх. Конус 5 отжимает плашки к стенам скважины, и при плавной посадке (подачей вниз плавненько нагружают пакер до 8,5 т) бурильных труб плашки заклинивают якорный механизм, собранный на плунжере 10, а резиновый элемент деформируется, разобщая зону поглощения от затрубного места. При всем этом ствол два пакера перемещается вниз, выдвигая секторы девятнадцать штуцера из кожуха 16, которые, делая поворот на пальцах 18, на сто процентов открывают внутренний канал пакера. В этот момент давление резко падает, что служит сигналом об окончании установки пакера. Потом приступают к исследованию и изоляции всасывающего пласта.

Извлечение пакера после проведения исследовательских работ либо заливки делается неспешным подъемом бурильных труб.Аэрация бурового раствора понижает гидростатическое давление, содействует тем возвращению его в достаточном количестве на поверхность и соответственно обычной чистке ствола скважины, также отбору презентабельных проб проходимых пород и пластовых флюидов.Технико-экономические характеристики при бурении скважин с промывкой забоя аэрированным веществом выше по сопоставлению с показателями, когда в качестве бурового раствора употребляется вода либо другие буровые смеси. Существенно улучшается также качество вскрытия продуктивных пластов, в особенности на месторождениях, где эти пласты имеют аномально низкие давления.

Благодаря этому исключается вредное воздействие штуцера при исследовании скважин и возникает возможность закачки в скважину более вязких тампонажных консистенций с наполнителями.

Более обширное применение отыскали пакеры, разработанные в.

Рис. 7.4. Пакеры безупорные:

1 - пакер безупорный с редукторным клапаном: 1, 6 - поршень, два - шар, три - втулка, четыре - резиновый элемент, 5 - ствол, семь - цилиндр, восемь - оборотный клапан; II - пакер КуйбышевНИИНП: один - шар, два - резиновый элемент, три - заглушка, четыре - седло; III - пакер треста б. «Татнефтегаз-разведка»: один - ствол, два - заглушка, три - резиновый элемент, четыре - оборотный клапан; IV - пакер с камерой ограничения: один - резиновый рукав,

2 - резиновый элемент, три - ствол, четыре - оборотный клапан; V - пакер ВНИИБТ: один - кольцо, два - ствол, три - резиновый элемент, четыре - центратор,

5 - штуцер, 6 - диафрагма; VI - устройство ВНИИБТ: один - шар, два - седло, три - центратор, четыре - резиновый элемент, 5 - оборотный клапан; VII - пакер В.И. Мищевича и Е.К. Зеберга: один - резиновый элемент, два - отверстие, три - конус, четыре - клапан, 5 - шток клапана, 6 - шток упрямый; VIII - пакер - мост Л.А. Синоплиса: один - шар, два - втулка, три - седло, четыре - резиновый элемент, 5 - клапан, 6, семь - штифты; IX - пакер ГМП-2 УфНИИ: один - переводник, два - втулка, три - труба, четыре - резиновый элемент, 5 - оборотный клапан, 6 - седло, семь - шар; X - надувной пакер.

б. ТатНИИ: один - переводник, два — недвижная головка, три - ствол, четыре - уплотнительные кольца, 5 - цилиндр, 6 - резиновый элемент, семь - подвижной элемент, восемь - ботинок, девять - штуцер; А - отверстия для передачи давления на резиновый элемент; В - отверстия для нагнетания тампо-нажной консистенции в зону поглощения.

Рис. 7.6. Гидравлический оезупорньш пакер.

ТатНИПИнефти и УфНИПИнефти. Этот процесс в разных по льдистости породах происходит с разной интенсивностью. При всех иных равных критериях интенсивность разрушения стен скважин увеличивается зависимо от того, какое значение имеет лед в цементировании минеральной части породы. Самые большие нарушения стен скважин наблюдаются в промерзлых породах четвертичных отложений, в каких лед является единственным материалом, цементирующим породы в монолит.Оттаивание льда, содержащегося в многолетнемерзлых породах, в процессе бурения тянет за собой оседание толщи пород, а совместно с ней и устьевого, и бурового оборудования.

У гидравлического пакера отсутствует упрямый механизм, но он обеспечен оборотным клапаном, который пропускает жидкость под резиновый элемент. Для освобождения пакера с целью его подъема нужно открыть оборотный клапан.

Гидравлический безупорный пакер Д-74. Основными недочетами пакеров неоднократного деяния являются малый поперечник внутреннего канала и наличие штуцеров для сотворения перепада давления при раскрытии пакера. Не считая этого в надувных гидравлических пакерах стремительно выходит из строя резиновый элемент. Отличительная особенность пакера Д-74 - наличие рабочей камеры, отделенной от резинового элемента и штуцера. Последний состоит из поворотных секторов, прикрепленных шарнирно к аксиально-подвижной втулке так, что при движении втулки вниз секторы поворачиваются, освобождая центральный канал.

Пакер (рис. 7.6) состоит из ствола 7, аксиально подвижного патрубка.

I, подвижной головки четыре с ограничителем 3, резинового элемента 6, антизатекателей 5, поршня восемь с резиновой манжетой 10, цилиндра 12, упрямой втулки 13, ботинка шестнадцать и штуцера 15. Поршень восемь в транспортном положении удерживается пружиной 9, а пружина два устанавливает в начальное положение весь пакер, собранный на стволе семь с уплотнительными кольцами.

II. Пружинные ножики четырнадцать нужны для вскрытия полиэтиленовых сосудов с компонентами БСС.

Пакер на бурильных трубах спускают в скважину до нужной глубины. Нагнетанием воды в бурильных трубах плавненько делают давление 5-6 МПа. Под действием давления поршень восемь сжимает пружину девять и подымается вверх, деформируя резиновые элементы. Потом производят плавную посадку бурильных труб на величину, равную рабочему ходу пакера.

где е - абсолютная погрешность датчика уровнемера; S - площадь поверхности воды в приемных емкостях.Точность реакции уровнемера, таким макаром, зависит как от его чувствительности, как и от площади измеряемого уровня воды. Средством конфигурации площади поверхности раствора можно поменять малое значение регистрируемого объема проявления, как это показано на рис.7.9.

Разбуриваемый пакер РП-4. С целью повысить качество герметизации скважин на огромных глубинах, разработана конструкция разбуриваемого пакера, обеспечивающая при разработке давления в бурильных трубах сначала перемещение уплотнительного элемента вниз по стволу скважины, а потом его сжатие (Н.И. Сухенко, В.И. Крылов).

Пакер (рис. 7.7) состоит из ствола 5, соединенного левой резьбой с переводником 1, резинового элемента 6 с 2-мя недвижными головками четыре и 12, втулки 10, перекрывающей отверстия семь в стволе пакера и седла 16. Втулка и седло образуют демпфирующую камеру и удерживаются в стволе пакера штифтами одиннадцать и 15. Отверстия семь снаружи перекрыты оборотным клапаном 8. Детали пакера, не считая переводника, изготовляют из разбуриваемого материала.

После спуска пакера до нужной глубины скважину промывают, и в бурильные трубы сбрасывают шар 13, а потом шар 9. Они перекрывают.

Рис. 7.7. Разбуриваемый пакер РП-4: Рис. 7.8. Устройство для цементирования.

1 - переводник; два - пробка; три - уплотнитель- всасывающих пластов.

ное кольцо; 4, двенадцать - головки; 5 - ствол; 6 - резиновый элемент; семь - отверстие; восемь - оборотный клапан; 9, тринадцать - шары; 10 - втулка; 11, пятнадцать - штифты; четырнадцать - перепускной канал; шестнадцать - седло.

В местах смешения с буровым веществом буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реагентов-структурообра-зователей рекомендуется использовать: при температуре до 100 °С - крахмал, 100-150 °С - КМЦ, более 100 50 °С - метас с каустической содой. В каждом определенном случае рецептура для получения буферной воды подбирается лабораторией промывочных жидкостей.Надобный объем продавочной воды У пр (в м три ) определяется по формуле. Достигается это за счет наличия в седле перепускных каналов четырнадцать и постепенного выхода из их воды, заключенной меж втулкой и седлом.

Как втулка переместится ниже отверстия 7, перепад давления передается через оборотный клапан под уплотнительный элемент, который разобщает затрубное место. При достижении нужного перепада давления производят посадку бурильных труб и доводят нагрузку на пакер до 3-5 тс, после этого штифты 15, имеющие сопротивление среза на 15-20 % выше, чем у штифтов 11, срезаются, и седло, втулка и шары падают на забой скважины. Через открытый канал ствола пакера делается нужный комплекс работ: исследование зоны поглощения, закачка тампонажной консистенции и т.д.

Переток воды в процессе твердения консистенции исключен, потому что канал ствола пакера перекрывается продавочной пробкой 2, спускаемой в бурильные трубы перед продавочной жидкостью. При посадке пробки давление в трубах увеличивается, ее конические резиновые кольца входят в надлежащие протоки снутри ствола пакера, по этому предотвращается движение пробки ввысь от деяния давления снизу. После посадки пробки бурильные трубы с переводником вращением на право отсоединяют от пакера, который после затвердения тампонажной консистенции разбуривается вкупе с цементным мостом.

Применение пакеров при изоляции всасывающих пластов большой мощности либо имеющих несколько интервалов поглощения не всегда обеспечивает высочайшее качество изоляционных работ, что приводит к многократным закачкам тампонажной консистенции.

Для увеличения эффективности изоляционных работ с внедрением пакеров разработан метод, заключающийся в том, что тампонажную смесь закачивают конкретно к подошве зоны поглощения через хвостовик, установленный против всасывающего пласта на всю его мощность и соединенный с пакером при помощи срезаемых шпилек.

Но метод закачки консистенции через хвостовик не позволяет оценить итог заливки без разбуривания цементного моста и, как следует, решить вопрос о проведении повторной закачки консистенции, если первой заливкой зона поглощения не изолирована.

Ниже описывается устройство, которое позволяет неоднократно цементировать зону поглощения и разбуривать цементный мост без подъема пакера (ТатНИПИнефть).

Вид устройства изображен на рис. 7.8. Оно состоит из гидравлического пакера и полого цилиндра 5, к нижнему концу которого при помощи муфты двенадцать присоединяется долото 13. Пакер содержит в себе резиновый элемент с металлическими головками три и семь и корпус четыре с клапанами 6 и 9. В данном случае остановка бурения приводит к прекращению поступления газа в циркулирующий буровой раствор.Нередко выход газированного раствора наблюдается при восстановлении циркуляции после проведения спускоподъемных операций. Предпосылкой этого могут служить чрезмерное понижение давления во время подъема бурильной колонны и физико-химические перевоплощения в буровом растворе, приводящие к поступлению определенного объема газа в скважину.Наличие газа исключительно в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, обычно не приводит к выбросу. Устройство соединяется с бурильными трубами средством переводника 1.

Бурильные трубы с устройством спускают в скважину на такую глубину, чтоб пакер был размещен над кровлей зоны поглощения. При всем этом нужно подразумевать, что верхний конец бурильных труб должен быть соединен с ведущей трубой, при этом ее нижняя часть должна заходить в ротор для воплощения следующего вращения бурильной колонны при разбуривании цементного моста.

Резиновый элемент в скважине уплотняется давлением бурового раствора, закачиваемого в бурильные трубы. После установки пакера создают посадку бурильной колонны, при всем этом штифт восемь срезают, и цилиндр совместно с трубами и долотом перемещается вниз. Колонну опускают вниз до посадки переводника один на корпус 4, по этому достигается герметизация кольцевого зазора меж трубами два и корпусом пакера 4. При таком положении устройства цилиндр пакера с долотом должны быть размещены в подошве зоны поглощения либо ниже нее, что достигается подбором длины трубы 2.

По окончании предварительных работ скважина промывается, и в бурильные трубы через ведомую трубу закачивается тампонажная смесь которая, выходя из отверстий долота, заполняет ствол скважины и всасывающие каналы снизу ввысь. После продавки консистенции бурильная колонна приподнимается так, чтоб цилиндр пакера не дошел до корпуса на 20-30 см, и потом скважина промывается для удаления цементного раствора из подпакерной зоны во избежание прихвата инструмента во время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). После промывки колонна приподнимается в начальное положение, при котором проходной канал корпуса стопроцентно перекрывается цилиндром пакера. Возвращение инструмента в начальное положение фиксируется упором штифта 10 в корпусе пакера 4.

Цементный мост разбуривается вращением колонны бурильных труб ротором, а циркуляция бурового раствора осуществляется по кольцевому зазору меж корпусом четыре и трубой 2. После разбуривания цементного моста скважину опрессовывают и, если изоляция зоны поглощения не достигнута, ее вновь цементируют по описанной технологии.

По окончании изоляционных работ инструмент извлекают из скважины.мость полимеров делают лучше надлежащие характеристики цементных композиций, их структурные характеристики и изолирующую способность. Принципиальное качество таких смесей то, что их фильтрат обладает крепящими качествами. Это содействует отверждению глинистой корки и сцеплению тампонажного камня со стенами скважины.

Газонефтеводопроявления и грифонообразования - это суровый вид осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, требующих долгих и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, в особенности вскрытие продуктивного газового пласта, при неких обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное место после цементирования. В неких случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с следующим развитием в грифоны, газовые либо нефтяные фонтаны, наносящие большой экономический вред. Потому стали использовать вероятностно-статистические способы для прогнозирования зон поглощений и выбора более действенных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями.Поглощения буровых смесей и других жидкостей в всасывающие пласты обеспечиваются наличием пор, каналов, трещинок, пустот в проходимых скважиной породах и (либо) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород к давлению столба воды в скважине, в итоге чего появляется гидроразрыв пород, и в щели просачивается жидкость.Всасывающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Пористые песчано-алевритовые породы имеют трещинкы и владеют поровой трещинной проницаемостью, трещиноватые породы имеют межзерновую пористость, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.

Значимые издержки средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть существенно снижены либо сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их предпосылки, проведении ряда организационно-технических и профилактических мероприятий.

При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсатных и нефтяных месторождений нередко наблюдаются случаи скопления газа меж кондуктором (либо промежной колонной) и эксплуатационной колонной.

Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в главном те же, что и при цементировании либо ОЗЦ скважин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и возникновение нарушений колонны вследствие их коррозии и разрушения цементного камня под действием суффозии и пластовых вод.

ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ,

При бурении глубочайших скважин нельзя исключить возможность газонефтеводопроявлений (ГНВП), которые являются одним из часто встречающихся видов осложнений. ГНВП часто завершаются нерегулируемыми фонтанами пластовых флюидов, что нередко приводит к смерти скважин и оборудования, также потерям углеводородного сырья.

Проникновение газа в буровой раствор вызывает изменение его параметров. Вязкость и статическое электричество сдвига буровых (глинистых) смесей растут, что в значимой степени затрудняет проведение профилактических мероприятий по их дегазации. Поступление газа в скважину приводит к падению плотности буровых смесей.

Газовые выбросы далековато не всегда могут быть приметны в собственном развитии. Падение противодавления на пласт происходит равномерно, без видимых на устье скважины конфигураций, и после пришествия «неустойчивого равновесия» вероятен выброс с следующей работой пласта без противодавления.

Отмечены случаи газирования бурового (глинистого) раствора во вре-

мя остановок скважины без промывки в течение более один ч, также появления открытого фонтанирования скважин при подъеме инструмента.

Для предупреждения ГНВП увеличивают плотность бурового раствора из расчета, что давление его столба должно быть выше пластового. Нижний предел превышения забойным давлением пластового ограничен техническими нормами, а верхний — нет. Боясь ГНВП, буровики, обычно, стараются не рисковать и чрезвычайно утяжеляют буровой раствор. Принятие таких мер при проводке скважин приводит к понижению скорости их бурения, росту угрозы появления прихватов бурильной колонны, поглощениям бурового раствора, закупорке коллекторов и, как следствие, к понижению эффективности геолого-поисковых и буровых работ, увеличению их цены и другим нехорошим явлениям.

Поступление пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины спецефическим образом отражается на гидравлических свойствах циркуляционного потока и свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при всем этом на поверхности сигналы либо признаки проявлений владеют различной значимостью зависимо от информативности, времени поступления и интенсивности притока флюида.

Практикой бурения установлены последующие признаки газонефтеводо-проявлений:

повышение объема (уровня) бурового раствора в емкостях циркуляционной системы;

увеличение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов;

уменьшение против расчетного объема доливаемого в скважину бурового раствора при подъеме бурильной колонны;

повышение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны;

увеличение газосодержания в буровом растворе;

возрастание механической скорости бурения;

изменение характеристик параметров бурового раствора;

изменение давления на буровых насосах.

Последние три признака могут появляться не только лишь в итоге проявлений, да и по другим косвенным причинам.

Устойчивое самопроизвольное повышение механической скорости может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с неизменным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах.

Резкое повышение механической скорости, так именуемый «скачок проходки», в переходной зоне свидетельствует, обычно, о резвом возрастании аномальности давления на забое. Такая ситуация может появиться в случае маленький толщины переходной зоны, при конкретной близости пластов-коллекторов с высочайшим давлением флюидов либо в итоге внедрения долота в высоконапорную залежь.

«Скачок проходки» при бурении следует рассматривать как признак вероятного проявления. Таковой подход оправдал себя в почти всех случаях как самая ранешняя реакция на неуравновешенность давления на забое скважины.

Повышение объема бурового раствора в приемных емкостях является прямым признаком притока в скважину пластового флюида.

Более совершенные измерительные системы держут под контролем объем (уровень) в приемных емкостях насосов и общий объем бурового раствора в запасных емкостях показывающими устройствами с одновременной регистрацией. В аварийных ситуациях предусмотрена звуковая и световая сигнализация.

Малый объем флюида AVm in (в м три ), поступившего в скважину, который может быть зафиксирован устройствами измерения уровня, определяется равенством.

В осложненных критериях проводки глубочайших скважин целенаправлено использовать разбуриваемые пакеры, обеспечивающие самую большую безопасность проведения изоляционных работ, потому что сразу после продавки тампонажной консистенции бурильные трубы отсоединяют от пакера и извлекают на поверхность. В данном случае предотвращается разбавление тампонажной консистенции не только лишь в процессе закачки, да и в период ее твердения, потому что исключается воздействие вышележащих водоносных горизонтов и эффекта поршневания при подъеме бурильного инструмента. Конструкция разбуриваемых пакеров, принцип их работы, также достоинства и недочеты описаны в ряде работ.

График построен с учетом внедрения в циркуляционной системе стандартных блоков емкостей с площадью 20 м два . Из графика можно созидать, что выключение из циркуляции отдельных приемных емкостей равнозначно увеличению эффективности уровнемера. Переключение блоков площадью 40 м два на блок 20 м два (выключение одной из 2-ух применяемых емкостей) равнозначно повышению реакции устройства вдвое, а отключение одной из 3-х применяемых при циркуляции емкостей эквивалентно увеличению чувствительности системы в 1,5 раза.

Для своевременного обнаружения притока пластового флюида: изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других;

уменьшают поверхность приемной емкости установкой перегородки; устанавливают начальный уровень бурового раствора после возобновления радиальный циркуляции;

корректируют положение начального уровня с учетом объема введенных добавок при обработке и утяжелении бурового раствора, насыщенного выпадения осадков либо утрат раствора при его чистке и испарении;

переключают насосы, приемную емкость, перераспределяют объемы бурового раствора только с ведома бурильщика;

останавливают процесс бурения для выполнения обозначенных работ, если бурят в отложениях, содержащих сероводород.

Разность больших скоростей на входе и выходе из скважины измеряется дифференциальными расходомерами. На практике расход (скорость) выходящего потока бурового раствора держут под контролем при помощи индикатора потока, позволяю-

Рис. 7.9. Воздействие площади S уровня воды и чувствительности уровня е на регистрируемый малый объем AV проявления:

1 - S = 20 м два ; два - S = 40 м два ; три - S = шестьдесят м щего найти начавшееся проявление при превышении расхода на выходе на 10 % и поболее.

Результаты измерения расхода потока на выходе нужно сравнить с данными измерений уровня приемных емкостей, так как увеличение расхода раствора приводит к повышению уровня в емкостях.

Условие обнаружения проявления при помощи расходомера может быть записано в виде.

где 5 - относительная приведенная погрешность устройства, %; Q max - наибольший расход раствора, л/с.

где n - число операций по восстановлению циркуляции; g - объем прокачиваемой воды за одну операцию, м три ; T - время продавливания нефти в затрубное место, ч.Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и роста времени деяния агента ванны в зоне прихвата перед нагнетанием нефти и продавочной воды нужно закачать порцию буферной воды для наполнения 150-200 м за-трубного и трубного места.Буферная жидкость приготовляется из используемого бурового раствора методом его обработки реагентами-структурообразователями до получения очень вероятных значений вязкости и статического электричества сдвига. Водоотдача воды буферной пачки не должна превосходить водоотдачу промывочной воды в скважине.

При увеличении в буровом растворе содержания газа выше фонового следует принять меры по его дегазации и выявить предпосылки его поступления.

Глины переходной зоны нередко загазованы, и их разбуривание сопровождается поступлением в раствор газа. При всем этом газ может поступать как из выбуренной породы, так и из приствольной части массива, если в нем имеются пропластки завышенной песчанистости, линзы песка и другие локальные литологические разности, способные содержать флюиды под высочайшим давлением.

Признак проявления, т.е. поступления газа из окружающих пород вследствие недочета противодавления со стороны скважины, — продолжающееся газирование раствора во время промывки после прекращения бурения. Не считая того, в данном случае наблюдается увеличение газосодержа-ния раствора в забойных пачках при прекращении циркуляции, к примеру, для наращивания бурильной колонны. Это разъясняется понижением давления на газирующий пласт и повышением времени газирования забойной порции раствора. Такое присутствие газа не просит незамедлительного утяжеления бурового раствора.

Газ может поступать в раствор вкупе с выбуренной породой при проходке газонасыщенных пластов и наличии припаса противодавления. Оборотный клапан 6 служит для подачи воды под резиновый элемент при разобщении скважины, а клапан девять - для выхода воды из-под резинового элемента перед подъемом пакера из скважины. В начальном положении пакер фиксируется на цилиндре при помощи срезаемого штифта 8, при всем этом отверстия А в цилиндре и корпусе пакера сообщаются меж собой. Цилиндр сверху соединен с трубой 2, а снизу он имеет штуцер одиннадцать для сотворения нужного давления при установке пакера в скважине.

Но в случае понижения давления в бурильных трубах и расплескивания бурового раствора вымывать газовую пачку следует при закрытом устье через регулируемый дроссель.

Если отмечается поступление газа в буровой раствор, то содержание его должно повсевременно контролироваться. Для этого могут быть применены станции контроля за бурением либо газокаротажные станции.

Плотность пластовых флюидов, поступающих во время проявления в скважину, ниже плотности бурового раствора. В связи с этим существовавший ранее баланс давлений в кольцевом пространстве и бурильных трубах нарушается. В особенности это типично для газопроявлений. Но так как кольцевое место и бурильные трубы представляют систему сообщающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет понижения давления на буровых насосах.

Если в скважину поступил газ, то по мере его подъема высота столба возрастает в итоге расширения и давление на насосах повсевременно понижается. Понижение давления в случае поступления большой массы газа может быть значимым.

При больших значениях пластового давления и продуктивности пласта может быть не понижение, а увеличение давления в бурильных трубах. Увеличение давления в этих случаях появляется конкретно в момент притока флюида и обосновано резвым конфигурацией забойных критерий и ростом гидродинамических сопротивлений в затрубном пространстве. Отмечается связь меж повышением давления на стояке в исходные моменты выброса и его интенсивностью.

Понятно, что большая часть газонефтеводопроявлений и выбросов связано со спускоподъемными операциями, во время которых понижается давление на забой и становится вероятным поступление пластовых флюидов в скважину.

Во время подъема бурильной колонны забойное давление миниатюризируется в итоге понижения уровня бурового раствора в скважине и колебаний гидродинамического давления, вызываемого движением труб.

Поступление флюида из пласта в процессе спускоподъемных операций вовремя находится при неизменном контроле за уровнем раствора в скважине, объемом доливаемого и вытесняемого бурового раствора в сравнении с объемом поднятых либо спущенных труб.

Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, распознается по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в скважину, по сопоставлению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объемом бурового раствора, остающегося на внутренних стенах труб в виде пленки. Если для чистки труб не употребляют обтира-торы, то следует учесть и объем пленки на внешней поверхности труб. Не допускается уменьшение объема доливаемой воды по сопоставлению с контрольным более чем на один м три .

В процессе спуска бурильной либо обсадной колонны признак проявления - повышение объема бурового раствора в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превосходит расчетный и в скважине не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступлении пластового флюида в ствол скважины. Объем вытесняемой воды при спуске труб можно держать под контролем по объему бурового раствора в одной из приемных емкостей (другие должны быть отключены от желобной системы). Повышение объема в приемной емкости на один м три по сопоставлению с контрольным объемом показывает на начало проявления. Объем вытесняемой воды сверяется с контрольным после спуска каждых 10 свеч.

При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся скважины происходит изменение характеристик параметров бурового раствора: плотности, водоотдачи, вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, удельного сопротивления, концентрации хлоридов и др. Следует подразумевать, что предпосылкой отличия параметров буровых смесей от данных значений могут быть и другие причины. Потому более достоверно судить.

о проявлении можно по изменению нескольких характеристик сразу.

Предпосылки поступления пластовых флюидов в скважину при бурении.

В процессе проводки скважины пластовые флюиды повсевременно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением р заб пластового р пл . Классификация обстоятельств ГНВП представлена на рис. 7.10.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмоса; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессион-ный эффекты.

Капиллярный переток. Обоснован капиллярным противотоком при поступлении фильтрата раствора в пласт. Но поступление флюидов в скважину за счет капиллярного перетока настолько некординально, что не может быть увидено. Не считая того, переток может появиться при наличии поровых каналов поперечником до один мкм, капиллярное давление в каких способно вытеснить нефть либо газ из пласта в скважину. В каналах большего поперечника капиллярные силы очень малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в этом случае - фильтрационная корка) не происходит существенного скопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть увидено на поверхности.

При вводе в глиноземистый цемент до четыре % фтористого натрия начало схватывания составляет до 30 5 мин, при всем этом растекаемость, плотность консистенции и крепкость камня меняются некординально.Пуццолановый цемент получают добавлением к тампонажному цементу активных минеральных добавок (опока, трепел, диатомит) в количестве 30-50 % массы цемента. Для регулирования сроков схватывания употребляют ускорители схватывания (хлорид кальция, кальцинированная сода и др.) в количестве 4-6 % массы сухой цементной консистенции. Пуццолановые консистенции отличаются более насыщенным загустеванием и наименьшей плотностью (1,65-1,7 г/см три ) по сопоставлению с цементными смесями без активных минеральных добавок.

Каких-то признаков поступления водянистых флюидов вкупе с выбуренной породой фактически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе С (в %) может быть рассчитано по формуле.

Рис. 7.10. Классификация обстоятельств газонефтепроявлений при бурении скважин.

где у м - механическая скорость проходки, м/с; D - поперечник скважины, м; С один - содержание газа в породе, %; р заб , р у - соответственно забойное и устьевое давления, МПа; Q - большая скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м три /с.

Гравитационное замещение. Гравитационное замещение бурового раствора пластовыми флюидами может быть только при наличии в породе вертикальных трещинок с раскрытием более два мм. Не считая того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений.

Газопроявления, возникающие при креплении скважин, остаются суровым видом осложнений.

Условия, содействующие проникновению флюидов в заколонное место, исследованы недостаточно, недостаточно выяснены и предпосылки этого явления, а отдельные толкования тотчас противоречивы.

В межколонном пространстве газ может показаться вследствие нарушений плотности колонны и устьевого узла (колонной головки, места ее соединения со сгонным патрубком и т.д.) либо во время процесса формирования цементного камня в затрубном пространстве (загустевания, схватывания и твердения раствора - камня). Отмечаются последующие вероятные пути продвижения газа и других флюидов в заколонном пространстве после цементирования: по каналам из-за негерметичности резьбовых соединений; по каналам из-за негерметичности соединения частей колонной головки; по нарушениям целостности обсадных колонн; по каналам при негерметичном цементном камне.

Природа заколонных проявлений после цементирования обсадных колонн экспериментально еще пока слабо исследована и известны только пробы ее разъяснения на базе общих представлений и промыслового материала.

Анализ бессчетных случаев по газопроявлениям указывает, что в процессе ожидания затвердения цементного раствора и скоро после него газ может поступать в заколонное место и дальше к устью скважины независимо от ряда технологических причин, которые считают содействующими этому процессу либо его тормозящими.

Данные практики демонстрируют, что газопроявления в процессе ОЗЦ либо после него существенно почаще появляются там, где обращается недостающее внимание на технологию цементирования, где используют только незапятнанный цемент, где вместе с недостающим вытеснением бурового раствора обеспечиваются огромные высоты подъема цементного раствора и т.д.

Совместно с тем увидено, что газопроявления при иных равных обстоятельствах существенно пореже выслеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлакопесчаных смесей, при расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д.

Резюмируя имеющиеся представления о путях движения газа в заколонном пространстве скважины, можно выделить последующие места появления возможных каналов.

1. Трещинкы и перемятости пород (сначала, при появлении грифонов).

2. Участки, заполненные невытесненным буровым веществом с следующим разрушением последнего.

3. Участки стен скважины, где осталась сформированная глинистая корка с следующим ее разрушением.

4. Зазоры, возникающие на границах обсадная колонна - цементный камень и цементный камень - стена скважины в итоге выделившейся из цементного раствора воды (с следующим ее поглощением твердеющим цементным веществом).

5. Щель, заполненная водой на границе меж глинистой коркой (бу-

ровым веществом) и цементным веществом (камнем), появившаяся в итоге их синерезиса.

6. Каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом.

7. Капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор и образованные в итоге наличия в нем лишней воды (по сопоставлению с нужным ее количеством для хим процесса соединения цемента с водой). Проницаемость цементного камня.

8. Каналы, образовавшиеся в цементном растворе в итоге водоот-деления на контакте с другими поверхностями либо в его массе.

9. Трещинкы в цементном камне.

Исследование обстоятельств, содействующих появлению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн дозволили наметить систематизацию причин, приводящих к газопроявлениям (рис. 7.11).

При составлении систематизации учитывалось, что некие причины, содействующие появлению газопроявлений, в равной степени относятся к двум классифицирующим группам, другие могут считаться очень непонятными, но они рассмотрены, так как некие из их, как отмечают исследователи и производственники, может быть, играют некую роль в газопроявлениях.

В базу систематизации взято разделение всех причин, содействующих газопроявлениям, на 5 групп: 1) геологические; 2) технические; 3) технологические; 4) физико-химические; 5) механические.

Данная градация обхватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердения с следующим пребыванием в заколонном пространстве.

Вкупе с тем следует учесть, что для появления и развития газопроявления должны производиться два условия:

наличие перепада давления (в случае газа - необязательно) и возможность образования канала для движения газа (либо другого флюида).

Для оценки этих причин (см. рис. 7.11) нужны анализ и оценка их приоритетности в каждом определенном случае с учетом прогресса в решении обозначенной задачи.

Следствием движения газа (пореже нефти либо воды) в заколонном пространстве скважин являются выходы его на поверхность в неком отдалении от устья. Это грифоны. Грифоны - очень суровое отягощение, часто переходящее в трагедию. Из земли выходит флюид, выбрасываются кусочки породы, выделяется существенное количество газа, нефти, воды. Спустя определенное время некие грифоны прекращают свое существование, другие же, напротив, активируются и работают длительно. Почаще грифоны появляются при бурении и после крепления скважин, пореже при эксплуатации, при размеренных режимах работы.

Основная причина появления грифонов - прорыв флюида на дневную поверхность: скопление флюида, сначала, газа в заколонном либо межколонном пространстве (меж промежной и эксплуатационной колоннами); наличие путей поступления флюида к месту скопления (либо транзитного движения) - негерметично зацементированное за-колонное место; пропуски резьбовых соединений; протертости кондуктора (и) либо колонны; наличие в высшей части разреза малоуплотненных пород, пород, дезинтегрированных сетью трещинок, сообщающихся с.

Рис. 7.11. Схема систематизации газопроявлений при креплении скважины.

поверхностью; скрещение скважиной плоскости тектонического нарушения, выходящей на поверхность.

7.5. ПРИХВАТЫ, ЗАТЯЖКИ И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ.

Одним из часто встречающихся суровых и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, время от времени оканчивающихся ликвидацией скважины либо бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (либо) обсадных труб. Обычно, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород либо попаданием бурильного инструмента в желоба, им образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса.

Природа прихватов различна, потому и способы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику.

На появление прихватов колонн труб влияет огромное количество причин, дифференцировать которые с целью оценки их воздействия тяжело.

Можно схематично поделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стене скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от параметров фильтрационной корки, состояния контактной зоны и критерий среды. Эти силы действуют вместе. Зависимо от критерий в скважине их соотношение изменяется.

Природа прихватов колонн труб.

Прихватом следует считать процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб либо скважинных устройств, которая не восстанавливается даже после приложения к ним очень допустимых нагрузок с учетом припаса прочности материала (стали).

Наибольшее распространение прихваты имеют в юго-западных и южных районах СНГ, что вызвано наличием сложных горно-геологических критерий, значительными глубинами скважин и необходимостью преодоления встречающихся при всем этом разных осложнений процесса их сооружения. Для юго-западных районов свойственны прихваты, вызываемые действием завышенного перепада давления, а для северо-восточных районов -в итоге заклинивания труб в суженной части ствола из-за нарушения режима промывки (сальникообразования, оседания частиц шлама и др.).

Большая часть российских и забугорных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в действии перепада давления и гидростатического давления, адгезионных сил и заклинивания долота в нерасширенных и суженных участках ствола скважин, также заклинивание колонны труб вследствие скопления в стволе шлама в итоге недостаточной промывки.

На появление прихватов значительно оказывают влияние физические характеристики фильтрационных корок (липкость, крепкость структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инвентарем.

где с в - скорость распространения возмущения по затрубному месту; Ди т - изменение скорости движения труб; Sr, S - площадь сечения соответственно кольца трубы и затрубного места.Символ «минус» соотвествует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление понижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; символ «плюс» - при спуске колонны.Потому что буровые смеси тиксотропны, то для преодоления статического электричества сдвига на поверхностях, ограничивающих кольцевое место скважин, нужно сделать давление, которое определяется по формуле.

Но нефть при больших температурах и давлениях теряет свои смазочные характеристики. В этих критериях лучше использовать смазки на базе окисленного петролатума, жирных кислот, консистенции гудронов, также натуральных жиров. Более отлично (для понижения коэффициента трения) совместное внедрение смазочных и поверхностно-активных веществ.

Измерения характеристик адгезионных и фрикционных параметров корок (по отношению к стали труб) при данном перепаде давления проявили, что сдвиг стали по корке происходит не по поверхности контакта, а в слое корки - поблизости этой поверхности. При перепаде давления до два МПа силы сдвига растут пропорционально перепаду давления, а при 3-4 МПа -эта зависимость нарушается в итоге упрочнения корки. Предстоящий рост перепада давления не наращивает сил сдвига.

у стены скважины под действием перепада давления;вследствие заклинивания низа колонн при их движении в скважине;в итоге желообразования;из-за нарушения устойчивого состояния пород; Сила прихвата при огромных перепадах давления пропорциональна значению перепада давления. Коэффициент трения в паре диск — корка не находится в зависимости от перепада давления (нагрузки на диск) и меняется в границах 0,009-0,023 в согласовании с типом раствора. Не считая сил трения, как указывалось, на прихваты оказывают влияние и адгезионные силы. Повышение поперечника используемого бурильного инструмента приводит к увеличению силы прихвата вследствие роста площади контакта труб с коркой, также насыщенного нарастания корки вне зоны контакта.

На появление прихватов под действием перепада давления значительно оказывают влияние структурно-механические характеристики буровых смесей. Но регулирование этих параметров не всегда помогает предупредить прихваты инструмента, находящегося без движения в интервале залегания отлично проницаемых пород.С повышением глубины бурения скважин (с подходящим увеличением температур и давления) существенно растет опасность прихватов, вызванных действием перепада давления, в особенности в тех районах бурения, где используют утяжеленные буровые смеси.Установлено, что при перепаде 10 МПа сила прихвата зависит не только лишь от перепада, да и от значения депрессии в зоне контакта инструмента и корки.Значимый объем исследовательских работ проведен А.К. Самотоем.К более всераспространенным прихватам он относит:

При исследовании сил прилипания установлено, что они активно растут в 1-ые три тыщи 40 мин контакта, а потом стабилизируются.Таким макаром, согласно имеющимся в текущее время воззрениям, причина явлений, приводящих к прихвату труб при бурении скважин, -действие перепада давления. Но при иных равных критериях в появлении прихвата существенную роль играют и физико-механические характеристики фильтрационных корок, с которыми соприкасается бурильный инструмент при прихвате.Действие других причин (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, нрав циркуляции) либо не изучили, либо изучили недостаточно, хотя в появлении прихватов они (в ряде всевозможных случаев) играют решающую роль.

Значение депрессии тем выше, чем больше миниатюризируется проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его площадь. Изменение проницаемости корки находится в зависимости от свойства бурового раствора, степени его утяжеления, хим обработки и прочности структуры корки; при перепаде давления шестнадцать МПа корка активно формируется в течение первых 20-30 мин, когда скорость фильтрации максимальна.

вследствие заклинивания колонн сторонними предметами;

вследствие нарушения режима промывки;

из-за заклинивания породоразрушающего инструмента; испытателей пластов при опробовании скважин в процессе бурения. Методы ликвидации прихватов очень многообразны. В южных районах страны при помощи установки нефтяных ванн ликвидируют 40-80 % прихватов, появившихся вследствие деяния перепада давления, и 20-40 % прихватов, появившихся в итоге заклинивания колонн в суженной части ствола скважины. Устранить прихваты, возникшие вследствие обвала пород, очень тяжело, и они нередко перебегают в категорию аварий, потому что приходится либо фрезеровать прихваченную часть колонны, либо устанавливать цементный мост и забуривать новый ствол.

Методы предупреждения и ликвидации прихватов.

Профилактика предугадывает: внедрение оптимальных конструкций скважин; применение буровых смесей, характеристики которых содействуют предупреждению прихвата колонны и обеспечению устойчивого состояния пород, слагающих стену скважин; нормирование превышения гидростатического давления над пластовым, недопущение неплани-руемого искривления ствола скважины; предупреждение образования желобов и ликвидацию желобных выработок; применение противоприхват-ных компоновок низа бурильных колонн; внедрение особых приспособлений и устройств, предупреждающих заклинивание колонны труб в скважине в процессе бурения и при спускоподъемных операциях.

Меньшая возможность прихвата у инструментов, имеющих наименьший поперечник и длину (центратор, наддолотный калибратор, пакеры и др.).

При выборе рациональной конструкции скважины нужно строго придерживаться последующих главных требований: не допускать совместное вскрытие горизонтов с разными градиентами пластовых давлений; вовремя перекрывать страшный участок ствола промежной колонной либо хвостовиком. Нарушение этих требований приводит к появлению прихватов под действием перепада давления, ликвидация которых на большой глубине не всегда вероятна.

Содействуют устранению осложнений, приводящих к прихватам, и многокомпонентные буровые смеси, сохраняющие устойчивость пород, слагающих стену скважин. Рекомендовано: предупреждать тепловую и термосолевую деструкции бурового раствора, кольматировать высокопроницаемые породы, уменьшать колебания гидродинамического давления, сформировывать узкую эластичную фильтрационную корку с низкими показателями фрикционных параметров и облагораживать буримость пород.

Неувязка сохранения стойкости пород, слагающих стены скважин, еще пока не вполне решена.

Применение известковых, гипсовых, малосиликатных с полимерными добавками при малой водоотдаче, с добавками поваренной соли и хлористого кальция, эмульсионных высокополимерных на неводной базе буровых смесей дает удовлетворительные результаты исключительно в неких критериях, потому что предпосылки разупрочнения пород неодинаковы.

Противоприхватными качествами владеют буровые смеси на углеводородной базе и обращенные эмульсии. Применение таких смесей способствует улучшению буримости пород. Но высочайшая цена, сложность регулирования их параметров в критериях больших температур и давлений при брутальной среде, дефицитность неких компонент, завышенная пожароопасность сдерживают обширное внедрение этих буровых смесей.

Одна из более сложных заморочек при бурении - предотвращение коагуляции буровых смесей под действием больших температур, сопровождающаяся ростом водоотдачи и насыщенным структурообразованием, что увеличивает прихватоопасность.

Отягощения в скважинах, вызываемые термоокислительной деструкцией бурового раствора и являющиеся потенциально вероятными причинами прихватов, удается предупредить обработкой бурового раствора особыми теплостойкими защитными реагентами. Считается, что УЩР и КССБ термостойки при отсутствии солевой злости. Крахмал и КМЦ термостойки до температуры соответственно 100 и 120-150 °С (КМЦ - зависимо от степени полимеризации). Акриловые сополимеры термостойки при более больших температурах, что позволяет иметь низкую водоотдачу солевых смесей при температуре 180-200 °С, пресных - до двести 50 °С (гипан, метас). Но до сего времени для критерий полиминеральной злости и высочайшей температуре (200-300 °С) неувязка регулирования параметров бурового раствора остается нерешенной.

Натяжка при расхаживании не должна превосходить 100 кН (при условии непревышения давления при промывке). Если колонна труб движется в ограниченных границах, бурильщик должен провернуть ее ротором и продолжать вращение на первой скорости, также попробовать вернуть циркуляцию и помыть скважину. Последующие работы должны проводиться под управлением бурового мастера и мастера либо инженера по сложным работам.Если прихват труб произошел вследствие обвалообразования, оседания шлама, утяжелителя либо заклинивания в желобе, высвободить их расхаживанием не получится.

При разработке огромных гидростатических давлений существенно растет опасность появления прихвата. Так, ранее пробуренный участок ствола скважины, представленный проницаемыми породами, становится прихватоопасным с повышением перепада давления, вызванного необходимостью увеличения гидростатического давления для предупреждения появления нефте-, газо-, водопроявлений либо обвало-образований.

Характеристики бурового раствора не должны содействовать появлению огромных колебаний гидродинамического давления в стволе скважины в процессе циркуляции, при ее восстановлении и спускоподъемных операциях. Для этого реологические характеристики буровых смесей должны быть по способности наименьшими и регулируемыми при помощи реагентов -понизителей вязкости и структурообразователей.

На появление прихватов в значимой степени оказывают влияние структурно-механические характеристики фильтрационных пород (адгезионная способность, сопротивление сдвигу, крепкость), зависящие от содержания жесткой фазы в буровом растворе и ее состава, вида хим обработки и смазочной возможности раствора.

Фрикционные характеристики фильтрационных корок понижают применением качественных глинопорошков и утяжелителей, улучшением чистки раствора. Фильтрационные корки должны быть тонкими, эластичными, мало- либо непроницаемыми, с наименьшими силами адгезии и коэффициентом трения.

Меньшими показателями фрикционных параметров владеют фильтрационные корки, образовавшиеся из смесей, содержащих нефтепродукты с длинноватыми углеводородными цепями (окисленный петролатум, синтетические жирные кислоты и т.п.).

Часто встречающаяся смазочная добавка на промыслах в текущее время - сырая нефть, рациональное содержание которой в буровом растворе зависимо от его плотности и температуры среды колеблется в границах 10-18 %. Расчеты демонстрируют, что зависимо от геолого-технических критерий бурения расход нефти для предупреждения прихватов составляет 0,05 — 0,10 т на один м проходки.

Эффективность внедрения нефти как смазочной добавки при высочайшей температуре резко понижается, потому целесообразнее использовать другие, наименее дорогие и поболее действенные продукты, к примеру консистенции гудронов (СГ), омыленные жирные кислоты (ОЖК), поверхностно-активные вещества.

Строгие требования должны предъявляться к выполнению условия нормирования превышения гидростатического давления в скважине над пластовым.

Обычно, возможность появления прихватов растет с повышением случайного искривления скважины. Нрав искривления скважин, бурящихся в разных геолого-технических критериях, различен и находится в зависимости от совместного деяния многих причин.Желобообразование можно найти и оценить профилеметрией, а нейтрализовать - проработкой его интервалов особыми сборками бурильного инструмента и взрывом в их гибких торпед. Для профиле-метрии зон желобообразования нужен надежный многоточечный (шести-, восьми-) профилемер, позволяющий также изучить азимутальное развитие желобных выработок в стволе скважины.Как действенные мероприятия для предупреждения прихватов можно использовать уменьшение фактической площади контакта труб со стеной скважины, достигаемое в итоге внедрения центрирующих приспособлений, УБТ профильного сечения, квадратных УБТ со смещенными гранями и т.д.

Употребляются жесткие сборки низа бурильных колонн и регулирование осевых нагрузок на долото зависимо от угла падения пластов и перемежаемости пород по твердости; внедряется контроль за искривлением скважин; используются для бурения скважин огромного поперечника реактивно-турбинный метод бурения (РТБ) и долотный бур (БД). Следует направить повышенное внимание на возможность роста прихватов в горизонтальном бурении.Более суровые отягощения, наблюдаемые при проводке скважин (в особенности искривленных и наклонно направленных), - затяжки и посадки бурильного инструмента в участках ствола с желобными выработками, которые принципиально вовремя найти и нейтрализовать.

Около 50 % прихватов происходят вследствие заклинивания труб в итоге большой силы инерции колонны, предупредить которую при больших скоростях движения бурильного инструмента фактически нереально, потому что бурильщик реагирует на возникновение затяжки либо посадки только через 5-7 с после ее появления. Для торможения требуется 10-15 с, а общее время, в течение которого низ бурильной колонны ведет взаимодействие со стенами скважины в момент посадки либо затяжки, доходит до 25-30 с. При этом значение затяжки иногда превосходит допустимое, а значение посадки добивается веса бурильного инструмента. Для предотвращения заклинивания бурильной колонны нужно верно держать под контролем нагрузки при спуске, подъеме, вращении и экстренно останавливать колонну при возникновении мельчайших дополнительных сил сопротивления.

Для ликвидации прихватов обширно используются жидкостные ванны с применением в качестве рабочих агентов нефти, воды, кислот, щелочей, также их композиций. Но более эффективны нефтяные ванны с внедрением ПАВ, к примеру с дисольваном. Механизм деяния химически малоактивных веществ (нефть, вода) до конца не исследован. Видимо, вместе с проникновением этих веществ в зону контакта труб с породой либо с фильтрационной коркой, сопровождающимся смачиванием и смазыванием трущихся пар, происходят эрозия фильтрационных корок, образование в корках каналов, содействующих сообщению скважины с пластом и выравниванию давлений, увеличение пластового давления в приствольной зоне скважины вследствие фильтрации нефти и воды в пласт при определенных критериях, в итоге миниатюризируется перепад давления, действующий в зоне прихвата. Явления на границе сред металл - фильтрационная корка либо порода, рабочий агент ванны - буровой раствор - стена скважины - металл исследованы недостаточно.

Для предупреждения передвижения агентов ванн из зоны прихвата используются буферные воды. Смеси, содержащие макромолекулярные соединения, владеют отлично регулируемыми структурно-механическими качествами (методом конфигурации концентрации полимера и подбора растворителей и разбавителей). Фильтратоотделение таких смесей очень не достаточно, несмешение их с буровым веществом и агентом ванны прибыльно отличает их от других разделителей. По мере надобности плотность воды, применяемой в качестве буферной, может быть доведена до требуемых значений. Посреди композиций обозначенных жидкостей сначала могут отыскать обширное применение: а) раствор натурального каучука (НК) концентрацией 0,3-3,0 % в предельных углеводородах (бензине, керосине, дизельном горючем); б) раствор синтетических каучуков (СК) концентрацией 0,5-5,0 % в предельных либо ароматичных углеводородах (дизельном горючем, ароматизированном газоконденсате, сланцевом конденсате, ксилолах и др.); в) раствор полистирола концентрацией 0,2-3,0 % в ароматичных углеводородах; г) смеси поливинилацетата в обычных и сложных эфирах.

Исходя из убеждений экономичности более целенаправлено применение смесей НК и СК, приготовляемых из соответственных латексов.

Причинами безрезультативной установки ванн являются: несоответствие их виду прихвата; несоблюдение определенной технологически нужной и достаточной последовательности проведения работ; значимая задержка во времени после появления прихвата; недостаточно избранный объем рабочего агента для полного перекрытия зоны прихвата, уменьшения перепада давления и проведения нужного цикла работ, непринятие мер по предупреждению передвижения рабочего агента из зоны прихвата; смешивания его с буровым веществом, также флокуляции барита в растворе.

Взрыв (в купе с прихватоопределителями) также можно советовать для ликвидации прихватов, при этом более отлично незамедлительное его внедрение с целью встряхивания колонны труб (используют гибкие торпеды) и ликвидации заклинивания долота (используют фугасные торпеды).

Для ликвидации прихватов употребляют гидроимпульсный метод, при котором реализуется эффект упругих колебаний колонны труб и воды при резком снятии за ранее сделанных в их напряжений вследствие лишнего давления снутри колонны труб.

Этот метод более эффективен для устранения прихватов, вызванных действием перепада давления, также сальников и осыпей пород, пореже - желобообразованием.

Деяния исполнителя при ликвидации прихвата базируются на совокупы скопленного им опыта и имеющейся инфы о причине происшедшего прихвата и заключаются в выборе более действенного метода для определенного варианта и поочередном применении либо чередовании разных методов.

Согласно имеющимся представлениям о причинах прихватов выделяются три главные категории прихватов (по терминологии теории статистических решений - «состояние природы»): девять 1 - прихват под действием перепада давления; девять 2 - заклинивание (в том числе при спусках-подъемах, вращении, в желобных выработках); девять 3 - прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обваливании пород, сальникооб-разовании, оседании утяжелителя, шлама, течении высокопластичных пород и т.д.).

Результативность узнаваемых методов ликвидации прихватов почти во всем определяется «состоянием природы». Так, внедрение ванн более действенно при ликвидации прихватов, происшедших под действием перепада давления, а устройства импульсного воздействия (яссы, вибраторы) более эффективны при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием. Имеющиеся методы ликвидации прихватов классифицируются по четырем группам (по терминологии теории статистических решений -«действия»): а один - установка ванны; а два - механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий; а три - обуривание труб; а четыре - установка моста и забуривание нового ствола.

Аспектом оценки сравнительной эффективности методов принимается время T, затраченное на ликвидацию прихвата, которое определяется с учетом проведения нужных операций при производстве работ (расхаживание и определение зоны прихвата, подготовка агента ванны, его закачивание и продавливание, время воздействия либо сборка ясса, отвинчивание и подъем свободной части колонны, спуск ясса, соединение с прихваченными трубами, промывка, работа яссом и т.д.).

Расхаживание прихваченной колонны.

Расхаживание (натяжение и посадка) колонны труб и отбивка ее ротором не числятся самостоятельным способом освобождения прихваченной колонны, кроме неких легких случаев прихватов. Метод расхаживания и значения нагрузок зависят от вида прихвата.

В случае прихвата под действием перепада давления нужно создавать расхаживание при помощи талевой системы и отбивание ротором при очень допустимых для данных критерий нагрузках и числах оборотов. Если в течение 30 мин насыщенного расхаживания инструмент высвободить не удалось, нужно понизить нагрузку до значения, не превосходящего пятнадцать % веса свободной части инструмента, чтоб не допустить распространения зоны прихвата ввысь по стволу. Расхаживание должно быть непрерывным.

При освобождении инструмента, прихваченного вследствие сальнико-образования, расхаживание ведется таким макаром, чтоб не допустить уплотнения сальника лишней посадкой и в особенности натяжкой колонны труб либо гидравлическим давлением при насыщенном восстановлении циркуляции.Предупредить прихваты в интервалах залеганий проницаемых пород можно их кольматацией, потому что имеющиеся механические и физикохимические методы кольматации ординарны и с фуррором используются в разных критериях (М.Р. Мавлютов).Время выравнивания давления в приствольной зоне и фильтрационной корке до значения гидростатического, при иных равных критериях, находится в зависимости от проницаемости пласта и заполняющего его флюида. По мере роста степени кольматации проницаемых пород процесс выравнивания давления интенсифицируется, и возможность появления прихвата в кольматированном участке ствола при действии гидростатического давления резко миниатюризируется.

Потому в этих случаях колонну труб нужно расхаживать с нагрузками, не превосходящими вес ее свободной части.

При расхаживании следует строго управляться прочностными чертами бурильных труб. В отдельных случаях допускается расхаживать колонну труб с обеспечением припаса прочности 1,3, но при всем этом нужно кропотливо проверить индикатор веса, талевую систему, подъемные механизмы, тормозную систему, вышку, фундаменты.

В б. ВНИИКРнефти разработана цементно-смоляная композиция ЦСК-1, состоящая из тампонажного камня с добавкой алифатической эпоксидки ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА).Для изготовления ЦСК-1 в воду затворения поочередно вводят смолу ТЭГ и отвердитель ПЭПА, а потом на этой воды затворяют цемент.Смеси, приготовленные на углеводородной воды (в большинстве случаев на дизельном горючем), получают высшую пластическую крепкость после замещения в их дизельного горючего водой.

Но часто он оказывается безрезультативным вследствие того, что: при выборе способа ликвидации прихвата не учитывают возможные предпосылки его появления; не соблюдают определенную, технологически нужную и достаточную последовательность производства работ; ведут его со значимой задержкой во времени после появления прихвата; выбирают объем агента недостающий для полного перекрытия зоны прихвата, понижения перепада давления и производства нужного цикла работ; не принимают конструктивные меры, предупреждающие самопроизвольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с буровым веществом в скважине, также флокуляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических параметров и физико-химической активности в определенных геолого-технических критериях.

Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и соприкасается со стеной скважины, он начинает вдавливаться в глинистую корку и теснить из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от значения исходных прижимных сил и от вращения недвижного контакта. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем резвее протекает этот процесс. Этим разъясняется тот факт, что прихваты резвее происходят в свежевс-крытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высшую проницаемость.

В качестве агентов ванны могут быть применены нефть, вода, кислоты, щелочи и другие продукты. Но более всераспространенным и действенным агентом является нефть, в связи с чем методику установки жидкостных ванн целенаправлено показать на примере внедрения нефти.

Способ установки нефтяных ванн более эффективен при ликвидации прихватов, происшедших в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, происшедших вследствие заклинивания труб сторонними предметами либо обрушившейся горной породой, в желобных выработках, в суженной части ствола скважины либо в нарушенной обсадной колонне.

Нефтяная ванна должна быть установлена сразу после появления прихвата.

Для установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для увеличения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1-2 % объема ванны, для равномерного рассредотачивания в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых пластов и появлении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум либо СМАД-1. Объем нефти для ванны определяют из расчета очень допустимого понижения перепада давления в зоне прихвата либо перекрытия ею верхней границы на 50-100 м.

В случаях ликвидации прихватов в районах с практически неизученными геологическими критериями (когда пластовое давление непонятно) либо при подготовительном понижении плотности промывочной воды в скважине до мало допустимой объем нефти для ванны определяется по формуле.

где Q - объем нефти для ванны, м три ; K - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D - поперечник долота, м; d H , d в - поперечник бурильных труб соответственно внешний и внутренний, м; H - интервал прихваченного участка колонны, м; h - расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.

После определения объема нефти проводится проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент наибольшего облегчения столба воды, чтоб не допустить нефте-, газопроявлений. Гидростатическое давление не должно превосходить пластовое в скважинах глубиной до одна тыща двести м на 10-15 %, глубиной более одна тыща двести м на 5-10 %.

Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из определенного состояния скважины и нужной частоты восстановления циркуляции (во избежание ее утраты), также общего времени деяния ванны. В общем случае объем лишней нефти в бурильных трубах Q (в м три ) может быть определен из выражения.

Эффективность обнаружения газопроявлений расходомером значительно находится в зависимости от подачи насосов. С повышением подачи время обнаружения проявления при одном и том же притоке газа в скважину сокращается в согласовании с равенством.где AQ один , AQ два - приращение расхода на выходе в некий момент соответственно при первой и 2-ой подаче насоса, превосходящей первую в n раз.Насыщение бурового раствора газом может происходить по разным причинам - как связанным, так и не связанным с недоуравновешен-ностью пластового давления в скважине.

отверстия соответственно в седле шестнадцать и втулке 10. Нагнетанием воды в трубах делают давление, под действием которого происходит удлинение бурильной колонны, но уплотнительный элемент в это время не деформируется, потому что отверстие семь перекрыто втулкой. При определенном давлении штифты одиннадцать срезаются, и втулка 10 благодаря демпфирующей камере плавненько перемещается вниз до упора в седло. При всем этом исключается падение давления над втулкой и сохраняется удлинение бурильных труб.

Упр = 0,785[d два (L - h H - he)],

где d - внутренний поперечник бурильных труб, м; L - глубина скважины от устья до места расположения долота, м; h H , ho - соответственно высота нефти и буферной воды в трубах, м.

Установка нефтяных ванн делается, обычно, через заливочную головку, имеющую более 2-ух отводов, оборудованных трехходовыми кранами высочайшего давления. Колонна бурильных труб отчасти разгружается и подвешивается на роторе.

Заливочная головка обвязывается с цементировочными агрегатами 2-мя и поболее раздельно идущими к ней нагнетательными линиями, опрес-сованными на требуемое давление. Для проведения работ по установке ванн в сложных геологических критериях либо на огромных глубинах (зависимо от определенной ситуации района) употребляется более 2-ух цементировочных агрегатов. Не считая того, в систему обвязки вводятся два агрегата, готовые в хоть какой момент включиться в работу.

Агенты ванны нагнетаются в скважину цементировочными агрегатами в последующей последовательности: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при очень вероятной подаче агрегатов, при всем этом скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превосходить это значение в процессе бурения данного интервала.

Наибольшее ожидаемое давление при установке ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб.

где р р , р н - плотность соответственно бурового раствора и нефти; p - давление, нужное для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкостей в трубах и затрубном пространстве.

Значение p max ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на наибольшее рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх очень ожидаемого нужно уменьшить скорость закачивания прода-вочной воды во избежание нарушения плотности и целостности колонны бурильных труб и частей обвязки. После закачивания прода-вочной воды краны на заливочной головке запираются, и (зависимо от предпосылки прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса либо оставляется под натяжкой на талевой системе.

После установки ванны колонна труб расхаживается во избежание распространения зоны прихвата. Периодичность профилактических расхаживаний устанавливается зависимо от определенных геолого-физи-ческих критерий, но более 2-ух раз в один ч.

К расхаживанию для освобождения инструмента приступают через 4-6 ч деяния ванны (с учетом определенной ситуации).

Через каждый час после начала расхаживания проверяется наличие сифона в трубах, и часть нефти из труб (порциями по 0,5-0,7 м три ) продавливается в затрубное место. Периодичность продавливания определяется определенными критериями в скважине.

После ликвидации прихвата проводятся промывка с вымывом нефти на устье, подъем колонны труб из скважины с кропотливой проверкой их свойства, включая дефектоскопию, и следующая проработка ствола в осложненном интервале.

Вымытая из скважины нефть сохраняется и может быть применена при установках следующих ванн.

Если в течение 12-16 ч после установки ванны прихват устранить не удалось, циркуляцию восстанавливают, скважину промывают, сглаживают характеристики бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число ванн определяется определенными критериями района, но устанавливать более трех-четырех ванн не рекомендуется.

В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отложениях нужно в качестве агента ванны использовать кислоту. Употребляются техно соляная кислота 8-14%-ной концентрации, консистенции соляной кислоты и воды либо нефти, также 15-20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, при этом соотношение компонент консистенции подбирается опытным методом исходя из условия активного деяния консистенции кислот на эталоны пород.

Для уменьшения вредного воздействия кислоты на бурильные трубы и оборудование следует использовать ингибиторы коррозии.

Практика указывает, что около восемьдесят % прихватов, происшедших под действием перепада давления, ликвидируются установкой нефтяных ванн. Очевидно эффект деяния ванны находится в зависимости от своевременности ее установки.

Другое принципиальное событие - время воздействия агента ванны в зоне прихвата. Анализом промысловых данных (по Краснодарскому краю) установили, что 70 5 % прихватов ликвидируются при действии агентов ванны в течение четыре ч.

Время деяния ванны, после которого инструмент освобождается, также зависит от перепада давления, вызвавшего прихват инструмента.

Установлено, что почти всегда эффективны ванны из легких нефтей с добавками дисольвана до один %.

В качестве буферной воды употребляется вода, закачиваемая из расчета наполнения более чем 50 м высоты затрубного места и бурильных труб.

Внедрение взрывного метода для ликвидации прихватов.

Взрыв при ликвидации прихвата осуществляется для «встряхивания» инструмента; отвинчивания колонны; обрыва труб с целью высвободить свободную часть колонны.

«Встряхивание» целенаправлено проводить в тех случаях, когда прошло малозначительное время от начала появления прихвата и когда предполагаемая длина прихваченной зоны может быть перекрыта общей длиной торпеды.

При отвинчивании колонны с внедрением взрыва почти всегда удается высвободить весь инструмент либо огромную его часть методом неоднократного отвинчивания в купе с промывкой инструмента и скважины через разъединенную колонну труб. Обрыв труб применяется тогда, когда другие способы ликвидации трагедии оказываются безуспешными либо их применение экономически нерентабельно.

Работы по торпедированию труб и выбор зарядов торпед для разных целей проводятся в серьезном согласовании с «Инструкцией по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием».

При «встряхивании» труб производятся последующие операции:

Свойство раствора создавать сопротивление движению воды снутри пласта употребляют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такового сопротивления находится в зависимости от структурно-механических параметров раствора, размеров и формы каналов, также от глубины проникания раствора в пласт.Буровые смеси, владеющие высочайшими значениями вязкости, статического и динамического напряжений сдвига, находят применение как профилактическая мера при проводке скважин в склонных к поглощениям отложениях, которыми представлена высшая часть вскрываемого разреза. При бурении таких скважин имеется большой зазор меж бурильными трубами и стеной скважины.

проводится натяг труб с очень допустимой силой и вращающим моментом;

подымается колонна труб (в случае необходимости проводится ее расхаживание).

При отвинчивании труб нужно:

провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, помыть скважину;

закрепить резьбовые соединения бурильных труб;

наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение, намеченное для отвинчивания, от веса высшей части колонны (место отворота выбирается в устойчивой части разреза в интервале отсутствия каверн);

высадить натянутую колонну труб на трубные клинья, чтоб предупредить ее смещение относительно стола ротора;

приложить к колонне труб оборотный впадающий момент (против часовой стрелки), равный 1/3, но менее 1/2 закручивающего момента, и застопорить колонну;

опустить торпеду ТДШ, установить ее в намеченном интервале и подорвать;

поднять из скважины кабель с остовом торпеды, грузом и головкой либо держателем;

расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб.

При отвинчивании поочередно производятся последующие дополнительные операции:

промывается затрубное место через разъединенную колонну труб без ее подъема либо, если не удается возобновить циркуляцию, с подъемом одной либо нескольких труб; колонна свинчивается;

опять определяется верхняя граница прихвата;

проводятся все операции по отвинчиванию на глубине, где устройством определена граница прихвата;

после разъединения колонны труб на новейшей глубине все операции повторяются (промывка, отвинчивание, определение верхней границы прихвата, новое отвинчивание на большей глубине) до того времени, пока не будет освобожден весь инструмент либо большая его часть;

при угрозы роста зоны прихвата за счет прижатия труб под действием перепада давления делается расхаживание инструмента, оставленного без движения.

Работы по отвинчиванию могут проводиться в комплексе с обуривани-ем прихваченной колонны труб.

Работы по обрыву труб производятся в последующем порядке: трубы расхаживаются, а если не потеряна циркуляция, то скважину промывают;

определяется верхняя граница прихвата;

торпеда собирается, спускается в скважину и устанавливается в данном интервале (лучше против резьбового соединения); осуществляется натяг с очень допустимой нагрузкой; взрывается торпеда;

из скважины подымаются кабель, груз и колонна труб, время от времени после подготовительного расхаживания и промывки.

Гидроимпульсный метод ликвидации прихватов.

Гидроимпульсный метод (ГИС) рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклиниванием колонн в желобных выработках либо осколках породы. Нужным условием при всем этом является нахождение нижней части колонны бурильных труб на неком расстоянии от забоя скважины, исходя из догадки, что ликвидация прихвата труб будет осуществляться способом сбивания колонны труб вниз.

Применение ГИС при отсутствии циркуляции допускается в случае, если прекращение движения воды вызвано частичным наполнением нижней колонны труб осадком шлама.

Метод основан на реализации эффекта разгрузки колонны труб резким снятием за ранее сделанных напряжений растяжения в материале труб и напряжений сжатия воды, заполняющей полость труб.

Для сотворения обозначенных напряжений действуют на перекрытый верхний конец бурильных труб давлением воды, возникающим в полости труб после замещения находящегося в колонне бурового раствора другой жидкостью, к примеру водой. Возникающий при всем этом перепад давления.

где H - глубина погружения уровня раздела жидкостей в колонне; р один , р два -плотность воды соответственно в затрубном пространстве и трубах.

Перепад давления, действуя на верхний закрытый конец бурильных труб, делает растягивающую нагрузку и соответственно растягивающие напряжения материала труб. При резком снятии появившихся напряжений в скважине произойдут последующие процессы:

продвижение колонны в сторону забоя;

понижение давления в трубах и затрубном пространстве и, как следствие, переток бурового раствора из затрубного места в трубы со значимой исходной скоростью, приводящей к эрозии фильтрационной корки и осадков;

краткосрочное понижение перепада давления в зоне прихвата вследствие снижения уровня воды в затрубном пространстве скважины.

При отсутствии полезного эффекта через 30 поочередных импульсов последующие работы ГИС прекращаются.

Ограничениями к применению ГИС являются:

недостающая плотность бурового раствора в скважине (р три );

негерметичность колонны труб;

осложненность ствола скважины (осыпи, обвалы, зашламленность и.

Применение ударных устройств.

Ясс ударный (табл. 7.5) предназначен для освобождения прихваченной бурильной колонны приложением к ней ударных нагрузок при расхаживании. Ясс ударный (рис. 7.12) состоит из корпуса и шпинделя.

Техно черта ударных яссов.