Звуження стовбура свердловини

Причини звуження стовбура свердловини:

• фізико-хімічна дія фільтрату бурового розчину;

• набухання, зволоження і зменшення міцності гірських порід;

• випучування гірських порід, їх обвалювання;

• високопластичні властивості гірських порід;

• утворення товстих фільт­раційних кірок на проникних ділянках стінок свердловин;

• налипання на стінки частинок осипаних і розбурених порід, зволожених промивною рідиною (наслідки −сальникоутворення та проблеми, які з цим пов‘язані);

• недостатній тиск у свердловині;

• різке зменшення тиску у свердловині внаслідок поглинань або газопроявів;

• недостатній тиск у свердловині, що призводить до повзучості і пластичних деформацій порід (солей);

• вплив змінних термогідродинамічних навантажень;

• високий перепад тиску між свердловиною і пластом;

• зношення доліт або центрувальних елементів (калібраторів, центраторів, стабілізаторів) по діаметру.

У загальному випадку звуження свердлови­ни є наслідком прояву комплексу відповідних факторів (наприклад, пластична течія відкладів галіту), яка в окремих ситуаціях може ускладнюватись фізико-хімічною взаємодією породи на стінках з промивальною рідиною, що вміщує шлам вибуреної породи.

Це призводить з часом до зменшення міцності породи, зміни її механічних характеристик і напруженого стану (наприклад, при набуханні породи в цілому або окремих її компонентів — перш за все глин і глиновмістимих порід), утворення на стінках свердловини товстої фільтраційної кірки, перш за все проти проникних грануляр­них пластів (піски, пісковики).

Сальники є сумішшю в'язкої глинистої маси з частинками вибуреної породи, відкладеної на колоні бурильних труб (особливо в місцях зміни зовнішнього діаметру – над долотом, над вибійним двигуном, над ОБТ, біля перехідників, замків, калібраторів, центраторів, стабілізаторів, проміжних опор, протекторів).

Причини сальникоутворення наступні:

- низька якість бурового розчину;

- низька швидкість висхідного потоку розчину;

- погане очищення розчину;

- велика різниця в діаметрах елементів бурильної колони;

- порушення герметичності колони;

- наявність каверн в стінках свердловини.

Сальники можуть утворюватися в процесі спуску інструменту за рахунок здирання глинистої кірки із стінок свердловини, а також при тривалих зупинках і розходженні інструменту при цьому.

Витікання — вид в'язко-пластичної деформації з повним порушенням рівноважного стану гірських порід у стінках свердловини.

Витікання спостерігаються під час розбурювання високо-пластичних порід з невисокою міцністю (солей, при глибині залягання понад 3000м), що приводить до звуження стовбура в результаті їх пластичної деформації.

Ознаками звуження стовбура свердловини є:

• з'являються посадки і затягування інструменту під час буріння (відриви від вибою, нарощування);

• суттєво збільшуються навантаження, необхідні для пере­міщення колони труб, а іноді промивання стає неможливим;

• підвищенні тиску на стояку бурових насосів при промиванні;

• затягування на деякій відстані від забою при підйомі інструменту після тривалого перебування його на вибої;

• необхідність проробок (порівняно невисока швидкість проробок та позитивні результати проробки тільки на певний час);

• у процесі прихвату інструмент може мати певний інтервал руху у свердловині;

• можливе звільнення інструменту у разі підвищених навантажень і прокручування ро­тором;

• поява сальників.

Ознаками сальникоутворення є:

− падіння механічної швидкості буріння при невідпрацьованому долоті унаслідок «зависання» інструменту;

− затягування при відриві інструменту від забою, посадки при спуску;

− збільшення крутного моменту на роторі;

− зростання тиску бурового розчину при його циркуляції.

Негативні наслідки від звуження стовбура свердловини:

• можлива повна втрата циркуляції;

• утворення в свердловині суцільних пробок;

• необхідність перебурювання пробок значної довжини з можливою втратою стовбура свердловини;

• заклинювання доліт і прихвати бурильного інструменту;

• недопуск обсадних колон;

• зминання обсадних колон (можлива ліквідація свердловини).

Заходи попередження звуження стовбура свердловини

Дієвість профілактики порушення цілісності стовбура свердлови­ни зумовлюється достовірністю інформації про гірничо-геологічні умови буріння. Стратегія попередження цих ускладнень спрямована на розробку якісних технологічних рекомендацій.

► Небезпеку значного звуження свердловини можна попередити, якщо:

• правильно вибрати тип бурового розчину (застосовувати промивні рідини з низьким показником фільтрації);

• налипання на стінки розбурених частинок і частинок, що осипались, можна зменшити, вводячи в промивальну рідину мастильні домішки (нафта, графіт, СМАД);

• правильно відробляти долота, слідкувати за зношенням центрувальних елементів (калібраторів, центраторів, стабілізаторів) по діаметру (не допускати зношення більше 3 мм);

• доливати свердловину при підйомі інструменту;

• не допускати сальникоутворення.

Для запобігання утворенню сальників необхідно:

- складати КНБК з мінімально необхідною кількістю елементів, що змінюють її перетин;

- проводити якісне очищення бурового розчину і постійний контроль за всіма ступенями його очищення;

- не допускати накопичення осаду в приймальних ємкостях;

- при механічній швидкості буріння менше 10 м/год. проробляти свердловину на довжину квадрата через 1 годину з швидкістю до 5 м/хв., при більшій механічній швидкості проробку проводити перед нарощуванням інструменту;

- при появі затягувань і підвищенні тиску розчину проробку свердловини проводити на довжину квадрата до зникнення ознак;

- перед нарощуванням інструменту проводити промивку свердловини до вирівнювання параметрів розчину.

- після спуску інструменту проробляти привибійну зону на 10‑15 м з швидкістю до 3 м/хв., проводити відриви долота від вибою на 10-15 м через 10-15 хв.;

- після простою з розходжуванням проробляти свердловину так само, як і після спуску інструменту.

7.3.4 Особливості буріння в сольових відкладеннях

При розбурюванні хемогенних порід можливе їх розчинення і розмив, внаслідок чого утворюються каверни, або звуження стовбура в результаті пластичної течії. Істотне значення на поведінку солей надає температура. Якщо вона не перевищує критичну, при якій солі втрачають стійкість, то має місце розчинення.

Заходи попередження розчинення(солей)були розглянуті в попередньому підрозділі.

Якщо температура пласта вище критичної, то відбувається витікання (випучування, текучість) солей. Значення критичної температури коливається в межах від 45 до 200°С залежно від виду солі. Необхідна густина бурового розчину, при якій виключається пластичне витікання солей може бути визначена за формулою

, (7.19)

де ρ_г.п. – середня густина вищерозміщених гірських порід, кг/м³;

Р_ст – статична міцність солі при температурі пласта, МПа (таблиці 7.1);

Н – глибина залягаючого пласта, м;

К – коефіцієнт запасу міцності, залежний від температури.

Таблиця 7.1 − Залежність статичної міцності солей і коефіцієнта запасу від температури

Температура, ^оС	^Статична міцність, МПа	^Коефіцієнт запасу К
Ангідрит	Галіт	Гіпсоліт	Сильвін	Бішофіт
	240,0	35,0	19,0	15,0	7,0	1,37
	-	22,5	7,5		3,0	1,37
	235,0		3,5	5,0		1,40
	225,0	5,0	-		-	1,45
	210,0		-	-	-	1,50

Аналіз формули (7.19) показує, що при критичній температурі густина бурового розчину повинна бути рівна середній густині вищерозміщених гірських порід, що виключить текучість солей.

Практика показує, що при густині бурового розчину буріння свердловини можна проводити без важких ускладнень.

Для попередження ускладнень, пов'язаних з пластичною текучістю солей, необхідно:

• дотримувати рівність пластичної течії солей шляхом підбору бурового розчину відповідного типу і якості (густина бурового розчину );

• доливати прісну воду, добавляючи паралельно обважнював (запобігти зменшенню густини розчину);

• здійснювати промивки свердловини охолодженим розчином з метою зниження вибійної температури;

• попереджувати поглинання бурового розчину;

• доливати свердловину при підйомі інструменту.

Прихвати інструменту із-за пластичної течії ліквідовуються шляхом прокачування по свердловині води.

Для зниження показника фільтрації (водовіддачі) бурові розчини обробляються КМЦ, крохмалем, гіпаном. Для підвищення активності стабілізаторів рН розчинів підтримується в межах 8-10 шляхом додавання кальцинованої соди або лугу.

Ліквідація звуження стовбура свердловини

При прояві ознак сальникоутворення необхідно:

• припинити буріння і багато разів проробити привибійну зону до усунення вищеперелічених ознак;

• перевірити якість розчину, привести його параметри у відповідність з ГТН;

• при затягуваннях при підйомі інструменту натягнення колони понад власну вагу можливе не більше 50 кН кожного разу, але якщо інструмент опускається вниз (збивається на майна), максимальне натягнення понад власну вагу до 200 кН;

• під час спуску бурильної колони (особливо при наявності в КНБК калібраторів, центраторів, стабілізаторів, або нового алмазного долота) не допускати навіть невеликих посадок (не більше 50 кН), а у випадку їх наявності негайно приступити до проробки стовбура свердловини, тобто до ліквідації місць звуження стовбура свердловини.

Спрацювання алмазного долота по діаметру допускається до 4 мм.

Дата добавления: 2015-07-25