Особенности бурения в солевых отложениях

При разбуривании хемогенных пород возможно их растворение и размыв, в результате чего образуются каверны, или сужение ствола в результате пластического течения. Существенное значение на поведение солей оказывает температура. Если она не превышает критическую, при которой соли теряют устойчивость, то имеет место растворение. Если пластовая температура выше критической, то происходит течение солей. Значение критической температуры колеблется в пределах от 45 до 200^о С в зависимости от вида соли. Необходимая плотность бурового раствора ρ, при которой исключается пластическое течение солей может быть определена по формуле

, (4)

где ρ_г.п. – средневзвешенная плотность вышележащих горных пород;

Р_ст – статическая прочность соли при пластовой температуре, (табл. 1);

Н – глубина залегая пласта;

К – коэффициент запаса, зависящий от температуры.

Таблица 1

Зависимость статической прочности солей

и коэффициента запаса от температуры

Температура, оС	Статическая прочность, МПа	Коэффициент запаса
Ангидрит	Галит	Гипсолит	Сильвин	Бишофит
	240,0	35,0	19,0	15,0	7,0	1,37
	-	22,5	7,5	10,	3,0	1,37
	235,0	10,	3,5	5,0		1,40
	225,0	5,0	-		-	1,45
	210,0		-	-	-	1,50

Анализ формулы (4) показывает, что при критической температуре плотность бурового раствора должна быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных пород, что исключит течение солей.

Для предупреждения растворения могут быть использованы следующие мероприятия:

· применение в качестве бурового раствора перенасыщенного солевого, причем до 10 % соли должно находиться в твердой фазе в связи с тем, что при повышении давления и температуры в призабойной зоне, растворимость солей также возрастает;

· применение растворов, исключающих растворение солей (гидрофобные эмульсии, растворы на нефтяной основе);

· подавление растворимости одной соли другой в соответствии с закономерностями солевого равновесия.

Для предупреждения осложнений, связанных с пластическим течением солей, необходимо:

· осуществлять промывки скважины охлажденным раствором с целью снижения забойной температуры;

· соблюдать равенство пластического течения и растворения солей путем подбора бурового раствора соответствующего типа и качества.

Прихваты инструмента из-за пластического течения ликвидируются путем прокачивания по скважине воды.

Для снижения водоотдачи буровые растворы обрабатываются КМЦ, крахмалом, гипаном. Для повышения активности стабилизаторов рН растворов поддерживается в пределах 8-10 путем добавления кальцинированной соды или щелочи.

ПРИХВАТЫ

Собственно прихват это невозможность подъема инструмента при технически допустимых нагрузках (прочность колонны труб, грузоподъемность оборудования, вышки или мачты). Следовательно это уже авария. Прихвату предшествуют затяжки и посадки инструмента, которые могут быть отнесены к осложнениям.

Затяжки – существенное повышение нагрузки на крюке относительно веса инструмента при его подъеме.

Посадки – существенное снижение нагрузки на крюке при спуске инструмента.

Одна из разновидностей прихватов – заклинивание инструмента, которому предшествует подклинивание.

Заклинивание – жесткое сопротивление продольным перемещениям и вращению инструмента.

Подклинивание – возрастание усилий продольным перемещениям и вращению относительно нормальному процессу бурения.

Прихваты – самые распространенные аварии. По статистике они составляют 37% от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию составляют практически половину от времени на ликвидацию всех аварий.

Разновидности прихватов

В зависимости от причин возникновения все прихваты можно подразделить на следующие виды:

- дифференциальные прихваты (прилипания);

- прихваты в результате осыпей и обвалов со стенок скважины;

- прихваты сальниками;

- заклинивание инструмента.

Прилипания

Такие прихваты возникают вследствие:

- большой разности между гидростатическим давлением в скважине и пластовым давлением в интервалах проницаемых пород;

- толстой глинистой корки;

- оставления колонны в неподвижном состоянии в открытом стволе.

Признаки прилипания следующие:

- увеличение сил осевого перемещения колонны труб;

- увеличение крутящего момента на роторе;

- циркуляция бурового раствора при этом сохраняется и давление его не изменяется, что является существенным отличительным признаком.

Прижимающая сила прихвата F может быть определена из выражения

где h – толщина проницаемой зоны, вскрытой скважиной;

t – толщина глинистой корки;

f – коэффициент трения колонны труб по глинистой корке.

Величина прижимающей силы с течением времени возрастает, так как увеличивается толщина глинистой корки. Отсюда эффективность ликвидации прихвата зависит от времени. Чем раньше начата ликвидация, тем больше вероятность освобождения инструмента.

Методы предотвращения прилипаний следуют из анализа формулы для расчета прижимающей силы. Так как пластовое давление и толщину проницаемого пласта изменить нельзя, то:

- следует уменьшить гидростатическое давление в скважине путем снижения плотности бурового раствора, или понижением его уровня в скважине, но не допустить при этом проявлений;

- уменьшить толщину глинистой корки путем снижения содержания твердой фазы в растворе и уменьшить его водоотдачу;

- уменьшить коэффициент трения путем ввода в раствор смазывающих добавок;

- уменьшить площадь контакта колонны бурильных труб со стенкой скважины путем включения в КНБК УБТ со спиральными канавками, квадратных УБТ, промежуточных опор, стабилизаторов, уменьшить диаметр УБТ;

- не оставлять колонну без движения в открытом стволе, так как с течением времени прижимающая сила возрастает.