Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Профилактика прихватов. К числу профилактических мероприя­тий можно отнести следующие: использование рациональных

конструкций скважин; применение буровых растворов, свойства которых способствуют предупреждению прихвата колонны и обеспечению устойчивого состояния пород, слагающих стенки скважины; нормирование превышения гидростатического дав­ления над пластовым; недопущение искривления ствола сква­жины; предупреждение образования желобов и ликвидация желобных выработок; применение противоприхватных компо­новок низа бурильных колонн; использование специальных приспособлений и устройств, предупреждающих заклинивание колонн труб в скважине как в процессе бурения, так и при спуско-подъемных операциях.

При выборе рациональной конструкции скважины необхо­димо строго придерживаться следующих основных требований: не допускать совместное вскрытие горизонтов с различными гра­диентами пластовых давлений; своевременно перекрывать опас­ный участок ствола промежуточной колонной или хвостовиком. Нарушение этих требований, как показывает опыт, приводит к возникновению прихватов под действием перепада давления, ликвидировать которые на большой глубине не всегда воз­можно.

Современные многокомпонентные буровые растворы, позво­ляющие сохранять устойчивость пород, слагающих стенки сква­жин, предупреждать термическую и термосолевую деструкции бурового раствора, надежно кольматировать высокопроницае­мые породы, уменьшать колебания гидродинамического давле­ния, формировать тонкую эластичную фильтрационную корку с низкими показателями фрикционных свойств и улучшать бу- римость пород, в большинстве случаев способствуют устране­нию осложнений, приводящих к прихватам.

Проблема сохранения устойчивости пород, слагающих стен­ки скважин, в настоящее время пока еще решена не полностью. Так, применение таких буровых растворов, как известковые, гипсовые, малосиликатные, с полимерными добавками и мини­мальной водоотдачей, с добавками поваренной соли и хлори­стого кальция, эмульсионные высокополимерные на неводной основе, дает удовлетворительные результаты только в опреде­ленных условиях вследствие того, что причины разупрочения пород неодинаковы.

Противоприхватными свойствами обладают буровые раство­ры на углеводородной основе и обращенные эмульсии. Как по­казала отечественная и зарубежная практика, применение та­ких растворов благоприятствует улучшению буримости пород. Однако высокая стоимость, сложность регулирования их свойста в условиях высоких температур и давлений при агрессивной окружающей среде, дефицитность некоторых компонентов, по­вышенная пожароопасность — факторы, сдерживающие широ­кое использование названных буровых растворов.

Одна из наиболее сложных проблем при бурении — предот­вращение коагуляции буровых растворов под действием высо­ких температур, сопровождающейся ростом водоотдачи и ин­тенсивным структурообразованием.

Осложнения в скважинах, вызываемые термоокислительной деструкцией бурового раствора и являющиеся потенциально воз­можными причинами прихватов, удается предотвратить благо­даря обработке бурового раствора специальными термостойки­ми защитными реагентами. Считается [32]; что УЩР и КССБ термостойки при отсутствии солевой агрессии. Крахмал и КМЦ термостойки до температуры соответственно 100 и 120—150° С (КМЦ — в зависимости от степени полимеризации). Акриловые сополимеры термостойки при более высоких температурах, что позволяет иметь низкую водоотдачу солевых растворов при температуре 180—200° С, пресных — до 250° С (гипан, метас),. Однако до сих пор для условий полиминеральной агрессии и высокой температуры (200—300° С) проблема регулирования свойств бурового раствора остается нерешенной.

Предотвратить прихваты в интервалах залеганий проницае­

мых пород можно их кольматацией, гак как существующие в настоящее время механические и физико-химические способы кольматации просты и с успехом применяются в различных ус­ловиях [16, 38].

Время выравнивания давления в приствольной зоне и фильт­рационной корке до величины гидростатического, при прочих равных условиях, зависит от проницаемости пласта и заполня­ющего его флюида [45]. По мере увеличения степени кольма­тации проницаемых пород процесс выравнивания давления ин­тенсифицируется и вероятность возникновения прихвата в коль — матированном участке ствола при действии гидростатического давления резко уменьшается. При создании больших гидроста­тических давлений значительно возрастает опасность возник­новения прихвата. Так, ранее пробуренный участок ствола сква­жины, представленный проницаемыми породами, становится лрихватоопасным с увеличением перепада давления, вызванно­го необходимостью повышения гидростатического давления для предупреждения возникновения нефте-, газо-, водопроявлений или обвалообразований.

Необходимо также, чтобы свойства бурового раствора не — способствовали возникновению слишком больших колебаний гидродинамического давления в стволе скважины ни в процессе циркуляции бурового раствора и ее восстановления, ни при спуско-подъемных операциях. Для этого реологические свойст­ва буровых растворов, термосолестойких в условиях высоких температур и солевой агрессии, должны быть минимальными и регулируемыми с помощью реагентов-понизителей вязкости и структурообразователей.

На возникновение прихватов в значительной степени влияют структурно-механические свойства фильтрационных корок: адге­зионная способность, сопротивление сдвигу, прочность — зави­сящие от содержания твердой фазы в буровом растворе и ее «состава, вида химической обработки и смазочной способности раствора.

Фрикционные свойства фильтрационных корок снижают при­менением высококачественных глинопорошков и утяжелителей, улучшением очистки раствора. Фильтрационные корки должны быть тонкими, эластичными, мало — или непроницаемыми, с ми­нимальными силами адгезии и коэффициентом трения. Как по­казали исследования [69], наименьшими показателями фрик­ционных свойств обладают фильтрационные корки, образовав­шиеся из растворов, содержащих нефтепродукты с длинными углеводородными цепями (окисленный петролатум, синтетиче­ские жирные кислоты и т. п.).

Самая распространенная смазочная добавка на промыслах в настоящее время — сырая нефть, рациональное содержание которой в буровом растворе в зависимости от его плотности и температуры окружающей среды колеблется в пределах 10— 18%. Расчеты показывают, что в зависимости от геолого-тех — яических условий бурения расход нефти для предупреждения прихватов составляет 0,05—0,10 т на 1 м проходки, а годовой расход нефти для профилактики прихватов в целом по Мини­стерству нефтяной промышленности составляет 500—600 тыс. т.

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

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

Как правило, вероятность возникновения прихватов возра­стает с увеличением искривления скважины. Характер искрив­ления скважин, бурящихся в различных геолого-технических условиях, различен и зависит от совместного действия многих факторов [83]. В настоящее время исследуют возможности ис­пользования жестких компоновок низа бурильных колонн, ре­гулирования осевых нагрузок на долото в зависимости от угла падения пластов и перемежаемости пород по твердости, внедре­ния контроля за искривлением скважин, применения для бу­рения скважин большого диаметра реактивно-турбинного спо­соба бурения (РТБ) и долотного бура (БД) конструкции ВНИИБТ.

Наиболее серьезные осложнения, наблюдаемые при провод­ке скважин (особенно искривленных и наклонно направлен­ных),— затяжки и посадки бурильного инструмента в участках ствола с желобными выработками, которые важно своевременно обнаружить и нейтрализовать. Как показала практика в раз­ных районах, обнаружить желобообразование можно профиле — метрией, а нейтрализовать — проработкой его интервалов спе­циальными компоновками бурильного инструмента и взрывом в них гибких торпед. Для профилеметрии зон желобообразо — вания необходим надежный многоточечный (шести-, восьми-) профилемер, позволяющий также использовать азимутальное развитие желобных выработок в стволе скважины.

Как эффективные мероприятия для предупреждения прихва­тов, правда, ограниченные вследствие нецентрализованнога изготовления приспособлений и инструмента, можно использо­вать уменьшение фактической площади контакта труб со стен­ками скважины, достигаемое в результате применения центри­рующих приспособлений, УБТ профильного сечения, квадрат­ных УБТ со смещенными гранями и т. д. [78].

Около 50% прихватов происходит вследствие заклинивания труб в результате огромной силы инерции колонны, предотвра­тить которую при высоких скоростях движения бурильного ин­струмента практически невозможно, так как бурильщик реаги­рует на появление затяжки или посадки только через 5—7 с после ее возникновения. Для торможения требуется 10—15 с, а общее время, в течение которого низ бурильной колонны взаимодействует со стенками скважины в момент посадки или затяжки, доходит до 25—30 с. Причем величина затяжки порой превышает допустимую, а величина посадки достигает веса бу­рильного инструмента. Для предотвращения заклинивания бу­рильной колонны необходимо четко контролировать нагрузки при спуске, подъеме, вращении и экстренно останавливать ко­лонну при появлении малейших дополнительных сил сопротив­ления.

Ликвидация прихватов. В настоящее время борьба с при­хватами базируется на совокупности использования опыта по ликвидации прихватов и селективного подбора наиболее эффек­тивного для каждого конкретного случая способа или последо­вательного их применения. Однако подобный метод увеличивает затраты на борьбу с прихватами, особенно когда трудно опре­делить их основную причину. Чтобы выбрать оптимальный спо­соб ликвидации прихвата, необходимо получить минимальные затраты, рассчитать которые можно по методам математиче­ской статистики, в частности теории статистических реше­ний [53].

Для ликвидации прихватов широко применяются жидкост­ные ванны с использованием в качестве рабочих агентов неф­ти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наи­более эффективны нефтяные ванны с применением ПАВ, на­пример с дисольваном. Следует отметить, что механизм дейст­вия химически малоактивных веществ (нефть, вода) до конца не раскрыт. Видимо, наряду с проникновением этих веществ в зону контакта труб с породой или с фильтрационной коркой, сопровождающимся смачиванием и смазыванием трущихся пар, происходят следующие процессы:

1) эрозия фильтрационных корок;

2) образование в корках каналов, способствующих сообще­нию скважцны с пластом и выравниванию давлений;

3) повышение пластового давления в приствольной зоне скважины вследствие фильтрации нефти и воды в пласт при определенных условиях, в результате уменьшается перепад дав_ ления, действующего в зоне прихвата [45]. Явления на грани­це сред металл — фильтрационная корка или порода, рабочий — агент ванны — буровой раствор — стенка скважины — металл изучены мало.

Анализ промысловых данных показывает, что причины без­результатной установки ванн следующие:

а) несоответствие виду прихвата;

б) несоблюдение определенной технологически необходимой и достаточной последовательности проведения работ;

в) значительная задержка во времени после возникновения прихвата; _

г) выбранный объем рабочего агента при установке ванны недостаточен для полного перекрытия зоны прихвата, уменьше­ния перепада давления и проведения необходимого цикла ра­бот;

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

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

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

а) встряхивания колонны труб (применяют гибкие торпеды);

б) ликвидации заклинивания долота (применяют фугасные торпеды);

в) отвинчивания колонны труб по частям;

г) обрыва труб, отвинчивания свободной части колонны (только если другие способы разъединения не дают положи­тельных результатов).

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

Давление, кгс/см2 …………………………………… 1300—1500

Температура, °С……………………………………… 200—300

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

Ограничивающие условия применения

Применение……………………………………………… Немедленное

TOC o "1-5" h z Определенная длина неприхваченной части труб, м. . >1500

Избыточное давление, кгс/см2 на 1000 м колонны. . >70

Циркуляция………………………………………………………………….. Обязательная

Плотность бурового раствора, г/см3……………………… >1,35

Целостность и герметичность колонн…………………………….. Обязательные

Породы в разрезе…………………………………………………………. * Устойчивые

Специальные приспособления для мгновенного сообще­ния внутритрубного и затрубного пространств , . . Отсутствуют

§ 4. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРИРОДЕ ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ

Представления о природе физических процессов, приводящих к прихватам колонн труб при бурении скважин, различны, так как они недостаточно изучены.

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в дейст­вии перепада давления [14, 82] и гидростатического давления [81]. Однако существуют и другие точки зрения.

В частности, Г. А. Ковтунов отмечает, что причинами 90% прихватов являются: прилипание бурильного инструмента,

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

По мнению И. П. Пустовойтенко [62], причинами прихва­тов, кроме указанных, могут быть: низкое качество бурового раствора, обусловливающее отложение толстой фильтрационной корки на стенках скважины; промывы в колонне бурильных труб и, как следствие, нарушение циркуляции; заклинивание до­лота в нерасширенных и суженных участках ствола скважин, а также заклинйвание колонны труб вследствие скопления в стволе шлама в результате недостаточной промывки. В некото­рых случаях прихваты происходят вследствие поглощений бу­рового раствора и газо-, водо-, нефтепроявлений.

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

В. С. Баранов дал научное обоснование процессам, проис­ходящим при формировании фильтрационных корок из различ­ных буровых растворов, и изменениям свойств корок в резуль­тате действия давления и температуры. Он отметил, что наи­больший интерес должна представлять характеристика, выра­жающая сопротивление глинистой корки сдвигу, от величины которой при одинаковой толщине корки может зависеть как вероятность затяжки и прихватов инструмента, так и образо­вание сальника. Опытами по определению величины сопротив­ления корок сдвигу установлено, что с увеличением продолжи­тельности фильтрации напряжение сдвига корок растет, влаж­ность их уменьшается; процесс уплотнения корок носит затуха­ющий характер, но не заканчивается в течение довольно дли­тельного периода (до 8 ч). Напряжение сдвига при одинаковой влажности корок зависит от влияния реагентов, которыми обра­ботан раствор, и от химического состава глины в корках. До­бавление нефти неизменно приводило к уменьшению связанно­сти частиц в корках, причем наибольшего снижения предель­ного напряжения сдвига достигали при введении в глинистый раствор 10%^ нефти.

В. С. Баранов исследовал влияние перепада давления на упрочнение фильтрационных корок. Он отметил, что увеличение перепада давления от 7 до 20 кгс/см2 при фильтрации раство­ра, обработанного УЩР, значительно упрочняет слои корки, прилегающие к фильтру. С повышением температуры водоот­дача глинистого раствора возрастает, толщина корок увеличи­вается, что объясняется коллоидно-химическими изменениями.

Многие исследователи устанавливают прямую зависимость прихвата колонн труб от величины водоотдачи раствора. В. С. Барановым установлено, что водоотдача растворов, обра­ботанных УЩР, увеличивается с ростом давления, причем осо­бенно интенсивно в пределах от 0 до 10 кгс/см2. Для раство­ров, обработанных лигносульфонатами, характерно, что, начи­ная с некоторой величины, дальнейшее повышение давления приводит к4снижению водоотдачи; объясняется это способно­стью глинистых корок, образованных из таких растворов, сжи­маться в большей степени по сравнению с фильтрационными корками из других растворов. Рост степени сжимаемости свя­зан с коагулирующим воздействием лигносульфонатов. В соот­ветствии с отмеченным явлением очевидна зависимость степени сжимаемости корок от вида реагента, которым обрабатывают раствор. Так, связность частиц в корках при обработке раство­ра углещелочным реагентом намного выше, чем при других видах обработки. Минимальной оказывается прочность струк­туры корки из раствора, обработанного лигносульфонатами.

По мнению А. А. Линевского, плотность глинистых корок и нх толщина играют главную роль в возникновении затяжек бу­рильного инструмента. Исследование плотности корок показало, •что растворам более высокого качества соответствуют глини­стые корки меньшей толщины и плотности, а добавки нефти уменьшают плотность корок. При определении коэффициента трения покоя и липкости А. А. Линевским отмечено, что лип­кость корки со временем возрастает и коэффициент трения по­коя и липкости составляет через определенное время:

Время, мин……………………………………….. 10 20 30

Коэффициент………………………………….. 0,34 0,366 0,41

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

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

Проведенные исследования показали, что в начальный пе­риод формирования корки, когда фильтрация велика, сила от­рыва диска от корки в 2—3 раза больше, чем через 30 мин,, а при фильтрации, равной нулю, прихват под действием пере­пада давления невозможен. Добавки нефти и ПАВ существен­но уменьшают силу прихвата.

Поскольку прихват бурильного инструмента обычно проис­ходит в процессе циркуляции бурового раствора, важным по­казателем (как установил У. Д. Мамаджанов) является дина­мическая водоотдача. Известно, что при равных условиях ди­намическая водоотдача всегда больше статической. Исследова­ния показали, что в случае нормальной циркуляции бурового раствора через определенное время между процессами образо­вания глинистой корки и ее размыва устанавливается динами­ческое равновесие. При этом толщина корки и водоотдача рас­твора в проницаемые пласты ста-билизируются. Определено, что* динамическое равновесие устанавливается тем быстрее, чем выше скорости потока бурового раствора.

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

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

Улучшить смазочные свойства буровых растворов можно до­бавками, содержащими сульфированные соли щелбчных метал­лов, а также тризамещенный оксиамин и ненасыщенные карбо­новые кислоты с 12 и более атомами углерода в молекуле, по­лучаемые из хлопкового, льняного, касторового, пальмового, соевого масел.

На возникновение прихватов под действием перепада давле­ния существенно влияют структурно-механические свойства бу­ровых растворов. Однако регулирование этих свойств не всегда помогает предотвратить прихваты инструмента, находящегося без движения в интервале залегания хорошо проницаемых по­род. Поскольку прихваты такого вида наиболее широко распро­странены, а ликвидация их, особенно на больших глубинах, связана со значительными трудностями, рассмотрение факто­ров, приводящих к их возникновению, представляет несомнен­ный интерес.

Исследования, проведенные в условиях, приближенных к пластовым, показали, что основной причиной прихвата буриль­ного инструмента при оставлении его без движения в интерва­ле залегания проницаемых пород является действие перепада давления (между гидростатическим давлением в стволе сква­жины и пластовым).

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

Для выявления роли перепада давления в возникновение прихвата В. Е. Хелмик и А. Д. Лонгли [82] провели опыты, е установили: 1) сила прихвата возрастает с увеличением пере­пада давления в месте прихвата и времени пребывания буриль­ного инструмента в неподвижном состоянии; 2) сила прихвата складывается из двух составляющих — силы, возникающей под действием перепада давления (сила взаимодействия), и силы прилипания (адгезии) трубы к глинистой корке. Опыты пока­зали, что для преодоления первой силы необходимо 55% от общей, а для преодоления второй — 45 %1 При исследовании факторов, влияющих на величину силы прихвата инструмента,

В. Е. Хелмик и А. Д. Лонгли установили, что в присутствии нефти существенно уменьшалась как сила взаимодействия, таю и сила адгезии глинистой корки со стальной поверхностью. Это» явление исследователи объяснили смачиванием трубы нефтью. Процесс смачивания ускоряют путем покрытия труб вещества­ми, близкими по составу к нефти, а также добавками ПАВ.

В 1967 г. А. П. Войцеховский провел исследования прихва­тов в условиях действия перепада давления и механических на­грузок на глинистую корку и установил, что сила отрыва диска от корки пропорциональна величине перепада давления и затра­чивается, главным образом, на преодоление его действия, а также действия сил, обусловленных липкостью корки. Необхо­димые для перемещения диска по корке силы, затрачиваемые на преодоление сил трения, вызванных действием нагрузок or перепада давления и собственного веса используемого приспо­собления, составили 10—13% от силы отрыва. Силы, обуслов­ленные липкостью корки, оказались незначительными (3—4%). и в возникновении прихватов инструмента, по мнению — А. П. Войцеховского, особой роли не играли. Добавление к бу­ровому раствору нефти или мылонафта во всех случаях умень­шало силы прихвата. Наиболее эффективна добавка легкой нефти.

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

В связи с этим возникла необходимость более широких ис­следований прихватов, возникающих в условиях высоких пере­падов давления. Исследования в Туркменском филиале ВНИИнефти и в АзНИИбурнефти, в условиях перепада давле­ния до 100 и 160 кгс/см2, позволили установить.

1. 100 кгс/см2. Сила прихвата зависит не просто от перепа­да, а от величины депрессии в зоне контакта инструмента и? корки. Величина депрессии тем выше, чем больше уменьшается^ проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть коркю непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его пло­щадь. Изменение проницаемости корки зависит от качества бу­рового раствора, степени его утяжеления, химической обработ­ки и прочности структуры корки.

2. 160 кгс/см2. Корка интенсивно формируется в течение пер­вых 20—30 мин, когда скорость фильтрации максимальна. Си­ла прихвата при больших перепадах давления пропорциональна величине перепада давления. Коэффициент трения в паре диск — корка не зависит от перепада давления (нагрузки на диск) и изменяется в пределах 0,009—0,023 в соответствии с типом раствора. Кроме сил тренця, на прихваты влияют и ад­гезионные силы. Увеличение диаметра применяемого буриль­ного инструмента приводит к повышению силы прихвата вслед­ствие роста площади контакта труб с корками, а также интен­сивного нарастания корки вне зоны контакта.

Измерения показателей адгезионных и фрикционных свойств корок (по отношению к стали труб) при заданном перепаде давления, проведенные по ВНИИБТ, показали, что сдвиг стали по корке происходит не по поверхности контакта, а в слое кор­ки — вблизи этой поверхности. При перепаде давления до 20 кгс/см2 силы сдвига возрастают пропорционально перепаду давления, а при 30—40 кгс/см2 — эта зависимость нарушается в результате упрочнения корки. Дальнейший рост перепада давления не увеличивает сил сдвига. При исследовании сил прилипания установлено, что они интенсивно возрастают в пер­вые 30—40 мин контакта, а затем стабилизируются.

По мнению некоторых исследователей [21, 81], прихват бу­рильного инструмента может происходить под действием всего гидростатического давления. Объем экспериментальных данных, подтверждающих это положение, невелик. К тому же проведен­ные опыты недостаточно воспроизводят условия в скважине, в связи с чем однозначное заключение об этом процессе на со­временной стадии исследования сделать трудно.

Таким образом, согласно существующим. в настоящее время мнениям, основой явлений, приводящих к прихвату труб при бу­рении скважин, является действие перепада давления. Однако при прочих равных условиях в возникновении прихвата суще­ственную роль играют и физико-механические свойства фильт­рационных корок, с которыми соприкасается бурильный инстру­мент при прихвате.

Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или совершенна не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возник­новении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль.

Комментарии запрещены.