автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование методов повышения смазывающей способности буровых растворов путем регулирования их рецептурного состава с целью уменьшения сил сопротивления в наклонных скважинах

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМ УМЕНЬШЕНИЯ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕАГЕНТОВ--СТАБИЛИЗАТ0Р0В НА СИЛЫ ТРЕНИЯ.

2.1. Описание экспериментальной установки и методика проведения экспериментов

2.2. Выбор реагента-стабилизатора для уменьшения сил трения.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЗЫВАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПУТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОДОРОДНОГО ПОКАЗАТЕЛЯ

3.1. Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность бурового раствора, обработанного комбинированными химическими реагентами

3.2. Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность гипсового раствора.

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КОНЦЕНТРАЦИЙ КОМПОНЕНТОВ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ БУРОВОГО РАСТВОРА НА СИЛЫ ТРЕНИЯ И ПРОЧНОСТЬ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

4.1. Исследование влияния твердой фазы и химической обработки на силы трения и прочность фильтрационной корки.

4.2. Влияние вида твердой фазы бурового раствора на критериальные показатели сил трения и прочность фильтрационной корки

4.3. Математическая обработка результатов проведенных экспериментов

4.4. Выбор оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе

4.5. Графический способ определения оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растввре.

5. ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН И ОЦЕНКА ИХ

ЭФФЕКТИВНОСТИ

Директивами ХХУ1 съезда КПСС по XI пятилетнему плану развития народного хозяйства предусмотрено довести добычу нефти, включая газовый конденсат, до 620-640 млн.т., природного газа - до 600-640 млрд.м3. Успешное решение поставленных задач требует повышения эффективности буровых работ, сокращения сроков строительства скважин за счет увеличения скорости бурения,внедрения новых технических и технологических средств и методов. В решении этих задач важная роль также принадлежит приобщению к эксплуатационным фондам новых месторождений.

За последние годы при освоении богатых нефтяных месторождений как Советского Союза, так и зарубежных стран (особенно арабских - Ирак, Кувейт, Ливия, Алжир) значительно увеличились глубины скважин и отклонения их забоев от вертикали.

Бурение глубоких и сверхглубоких наклонных скважин выдвигает ряд технических и технологических проблем, в большинстве своем связанных с преодолением больших сил сопротивления, возникающих как при спуско-подъемных операциях, так и во время вращения бурильного инструмента. Рост сил сопротивления вызывает увеличение натяжения на крюке, затрат мощности на вращение и расха-живание бурильного инструмента, снижает эффективность воздействия на управляемые параметры искривления ствола скважины, ухудшает возможность передачи и контроля требуемой осевой нагрузки на долото и перегружает спуско-подъемные механизмы, а также приводит кгрихвату бурильного инструмента.

Одними из основных факторов, способствующих росту сил сопротивления перемещению бурильных труб в стволе скважины, являются фрикционные и адгезионные свойства фильтрационных корок, а также их низкая прочность.

В связи с изложенным, особую актуальность приобретает вопрос создания таких буровых промывочных сред, которые обеспечили бы снижение фрикционных и адгезионных составляющих сил трения, повышение прочности фильтрационной корки, улучшение и интенсификацию буримости горных пород.

Цель работы. Исследование влияния реагентов-стабилизаторов, соотношения количеств утяжелителя и глины, а также водородного показателя бурового раствора на силы трения. Разработка технологических мероприятий по совершенствованию методов повышения смазывающей способности буровых растворов с целью уменьшения сил сопротивления при перемещении колонны бурильных труб в стволе наклонных скважин.

Основные задачи исследований.

1. Выбор реагента-стабилизатора, обладающего наилучшей способностью к уменьшению сил трения.

2. Разработка математической модели, описывающей характер изменения сил трения в зависимости от значения водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры.

3. Исследование совместного влияния водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры на смазывающую способность буровых растворов.

Исследование влияния соотношения между компонентами твердой фазы буровых растворов на силы трения.

5. Разработка экспресс-метода по выбору оптимального содержания утяжелителя и глины в буровом растворе.

Методы исследований. Задачи, поставленные в работе, решаются путем экспериментальных исследований с использованием методов планирования эксперимента, регрессионного и дискриминант-ного анализов, а также метода группового учета аргументов.

Научная новизна. Проведенные экспериментальные исследования, выполненные с использованием математических методов, позволили дополнить методы снижения сил трения и по новому осветить вопрос смазывающей способности буровых растворов, на основании которых представляется возможным получать зависимости коэффициента трения, силы адгезии, прочности фильтрационной корки от соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе.

Исследовано влияние реагентов-стабилизаторов на силы трения. Впервые исследована смазывающая способность буровых растворов путем регулирования водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры.

Разработан экспресс-метод по определению оптимального содержания утяжелителя и глины в буровом растворе.

Практическая ценность. Разработанные технологические мероприятия по повышению смазывающей способности буровых растворов позволяют: уменьшить силы трения колонны бурильных труб о стенки скважины и затраты времени на ликвидацию осложнений и аварий, увеличить механическую и коммерческую скорости бурения, вследствие чего снижается себестоимость I м проходки.

Подтверждено преимущество реагента-стабилизатора тилозы над КМЦ и серогелем и предложено его широкое применение.

Разработан экспресс-метод, позволяющий в промысловых условиях оперативно определять концентрацию утяжелителя и глины в буровом растворе и в любой момент времени регулировать содержание каждого из них с целью уменьшения сил трения и повышения прочности фильтрационной корки.

Графики зависимости сил трения от процентного содержания твердой фазы позволяют в промысловых условиях прогнозировать значение сил трения, возникающих при перемещении бурильных труб в стволе скважины и оперативно принимать меры по их снижению.

Основные результаты работы получены в рамках исследований по проблеме "Техника и технология наклонно-направленных и горизонтально-разветвленных скважин", координируемой МНП СССР.

Реализация работы в промышленности. Разработанные технологические мероприятия были опробованы на скважинах Приморского МУБР ПО "Каспбурнефтегазпром", при этом было достигнуто сокращение затрат времени на ликвидацию осложнений, увеличение коммерческой и механической скоростей бурения, снижение стоимости I м проходки.

Данные в работе рекомендации по выбору реагента-стабилизатора и оптимального соотношения количеств компонентов твердой фазы, а также по регулированию значения водородного показателя были использованы при составлении новых рецептур буровых растворов на ряде буровых предприятий ПО "Каспбурнефтегазпром".

Годовой экономический эффект от внедрения указанных технологических мероприятий в Приморском МУБР ПО "Каспбурнефтегазпром" составил более 335 тыс.рублей.

Апробация работы. Результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на республиканских научных конференциях аспирантов ВУЗов Азербайджана в 1982 г и 1983 г (г.Баку), на конференциях по итогам научно-исследовательских работ АзИ-НЕФТЕХИМ им.М.Азизбекова с 1981 по 1983 гг (г.Баку).

Публикация. Основное(содержание диссертации изложено в трех статьях и в фондовых отчетах.

Соискатель выражает благодарность зав.отраслевой лабораторией "Кустовое бурение наклонно-направленных скважин на континентальном шельфе", к.т.н.Мамедтагизаде А.Н. за оказанную научную помощь при постановке задачи исследований.

I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ УМЕНЬШЕНИЯ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Современное состояние бурения нефтяных и газовых скважин характеризуется неуклонным ростом их глубин. Вместе с тем для глубоких скважин наблюдается снижение технико-экономических показателей, которое обусловлено увеличением степени сложности их проводки.

Одним из наиболее серьезных препятствий на пути к улучшению показателей бурения являются осложнения и аварии, связанные с растущим с глубиной отрицательным влиянием адгезионных и фрикционных составляющих сил трения, приводящих в большинстве случаев к прихватам колонны труб, особенно при проводке наклонных скважин.

При перемещении колонны труб в наклонных скважинах возникают силы сопротивления, которые осложняют процесс углубления ствола скважины. При этом ухудшаются условия доведения долота до забоя, снижается скорость подъема и спуска бурильных колонн. С увеличением глубин забоя рост сил сопротивления может привести к серьезным осложнениям, в том числе к посадке, затяжке, искажению величины и равномерности осевой нагрузки на долото, перегрузке подъемных механизмов, затруднению определения действительной нагрузки на долото и ловильные инструменты.

Снижение сил сопротивления движения колонны труб в наклонных скважинах, изучение и предупреждение возникновения различных осложнений при бурении наряду с другими проблемами остро встают в настоящее время и требуют оперативно решать задачи качественной проводки скважины. В этих условиях совершенствование рецептур буровых растворов с целью улучшения их смазывающей способности позволит предупреждать осложнения при бурении скважин.

Практика проводки нефтяных и газовых скважин показывает, что большая часть осложнений,нарушающих нормальный процесс бурения, может быть успешно предупреждена или преодолена применением буровых растворов, обладающих соответствующими свойствами.

Пока не представляется возможным достаточно полно конкретизировать требования, которые должны быть предъявлены к качеству бурового раствора при бурении в специфических условиях каждого месторождения. Однако, в отношении некоторых из них основные положения в настоящее время стали вполне очевидными.

К числу таковых относятся прежде всего требования об улучшении смазывающей способности буровых растворов и тем самым снижения сил сопротивления и предотвращения связанных с ними осложнений. Это приводит к уменьшению времени, затраченного на ликвидацию осложнений, что способствует повышению технико-экономических показателей бурения и снижению стоимости строительства глубоких скважин.

Сложный характер сил сопротивления, возникающих в условиях скважины в результате физико-химических и реологических процессов при взаимодействии поверхности колонны труб с глинистой коркой не позволяет исследовать их аналитическим путем и предопределяет промысловый и лабораторный путь экспериментальных исследований.

В работах /2-6, 10,13-15,21-24,38,39,42,43,56/ исследован промысловый и лабораторный материал с поиском аналитического решения зависимости сил сопротивления от ряда факторов, имеющих место при проводке наклонных скважин.

Сила взаимодействия фильтрационной корки с колонной труб зависит от физико-механических и физико-химических процессов, протекающих на границе трущихся пар и определяющих, в конечном счете, качественную характеристику сил сопротивления. Для предупреждения роста указанных сил, а также для предотвращения ос-ложений, связанных с ними, необходимо изучение природы возникновения и закономерности развития их по характерным критериальным показателям. Основными критериальными показателями фильтрационной корки являются ее фрикционные и адгезионные свойства, характеризуемые коэффициентом трения и силами адгезии, возникающими при взаимодействии с бурильной трубой.

Первые исследования по определению коэффициента трения пары долотная сталь - глина, были проведены в секции бурения ГрозНИИ /51/. Определение величины коэффициента трения с учетом конструкции экспериментальной установки производилось по формуле: П

0,3182 . -Н. где С! - усилие, необходимое для преодоления сил трения долота о породу, н;

Р - осевая нагрузка, н; - коэффициент трения вращения пары долотная сталь -горная порода.

В работе /29/ автор, анализируя большое количество осложнений, возникающих при проводке скважин в районе Небит-Даг,пришел к заключению, что основным фактором, способствующим затяжкам и прихватам инструмента, является коэффициент трения и липкость глинистой корки.

В АзНИЙ, авторы /31/ обратили особое внимание на липкость глинистых корок и исследовали это свойство, изменяя усилие отрыва металлического диска, притиравшегося к фильтрационной корке различных глинистых растворов.

В ГрозНИИ /9/ были проведены исследования сопротивлений сдвигу глинистых корок, предварительно уплотненных под одинаковой нагрузкой. В результате чего было установлено, что величина силы сцепления между частицами глинистых корок колебалась о от 0,01 до 0,15 мн/м , а коэффициент внутреннего трения частиц составил 0,1-0,5.

В 1959 году появилась работа /50/, в которой анализируются 150 случаев прихвата инструмента на нескольких нефтепромыслах. Авторы пришли к выводу, что прилипание инструмента к глинистой корке является основной причиной прихватов (более 50%).

В работе /12/ отвергается явление прилипания инструмента к глинистой корке, предлагается взамен прихват инструмента под действием перепада давления.

В работах /16-18/ исследуются причины прихвата инструмента при бурении скважин под действием гидростатического давления, а также роль коэффициента трения и липкости глинистых корок при этом.

Коэффициент трения вычислялся по следующей зависимости: р Гс - Гд г Гп где гс - усилие сдвига, н

Д - сила липкости, н рП ~ Бес пластинки, н

Величина коэффициента трения пары стальной образец - глинистая корка в этих работах колеблется от 0,1 до 0,51 при давлениях намыва корок, соответственно от 0,8 до 3,2 МПа.

Результаты исследований привели авторов к выводу о том, что в силах сопротивлений превалирующее значение имеет величина механической составляющей сил трения. Липкость, независимо от того, какими реагентами обработан глинистый раствор, из которого получена корка, обнаруживается в корках, намытых при перепадах давлений =0,1 МПа и ниже и не обнаруживается в корках, намытых при дР = 0,2 МПа и выше.

Шерстнев Н.М. и другие, исследуя природу прихватов колонны труб при проводке скважин /44,57,58/ определили равнодействующую силу молекулярного притяжения между металлической поверхностью различных по качеству глинистых корок, образованных при различных перепадах давлений. После приложения на взаимодействующую пару стальная пластинка-корка нормальной нагрузки дР= 2 мн/м2 и устранения последней величины силы отрыва пластины от поверхности корок, достигала 0,045 мн/м .

При вычислении коэффициента трения и адгезии использовалась формула молекулярно-механического трения (закон В.В.Дерягина): - коэффициент трения.

Коэффициент трения пары сталь-глинистая корка, вычисленный таким образом, составил 0,67. Механическая составляющая сил трения превышает силы адгезии в 25 раз.

Автор /48/, исследуя причины прихватов инструмента при бурении на Ставрополье отмечает, что даже после полного снятия перепада давления силы адгезии, возникающие под его влиянием, составляют 40-50% первоначальной сил сопротивления сдвигу. Замер сил сопротивления производился на специально сконструированной установке при помощи динамометра. Расчет суммарной сил трения сдвигу металла по корке Рк и коэффициента трения м производилгде N - сила нормального давления, мн/м2, Мо - сила молекулярного притяжения, мн/м2, с я по формулам: »

Гк=М47(0^,кН/ма где 0,- сила сопротивления, замеренная при наличии в камере давления, кн; сила сопротивления, замеренная после снятия давления,кн I? - радиус диска, м Z - радиус пуансона, м р~ нагрузка на пуансона, равная произведению давления в о камере на площадь пуансона, кн/м , Из современных исследований вопросу изучения фрикционных и адгезионных свойств фильтрационной корки посвящены работы /2527/, выполненные во ВНИИБТ. Измеренные авторами этих работ экспериментальным путем значения коэффициента трения пары сталь -фильтрационная корка колеблются в пределах 0,004-0,13 в зависимости от перепада давления намыва корки химической обработки и количества утяжелителя.

В 1966 году в проблемной лаборатории сверхглубокого бурения АзИНЕФТЕХИМ им.М.Азизбекова была создана установка, на которой проводились эксперименты по определению влияния нормальной нагрузки, времени контакта, скорости движения, а также числа перемещений образца в приближенных условиях скважины, на коэффициент трения и липкость при взаимодействии стального образца с фильтрационной коркой /20,56/.

Вслед за этим была создана экспериментальная установка для тех же целей, но только при вращении инструмента /46/.

Анализ результатов исследований /20,40,56/ позволил установить, что физическая картина и характер сил взаимодействия между колонной бурильных труб и глинистой коркой, подчиняются двучленному закону трения. Для определения сил трения в наклонных скважинах впервые было предложено пользоваться двучленным законом Кулона в виде:

Г = + (1.1) где ^ - коэффициент трения,

N - нормальное давление, н А - сила адгезии, н

Коэффициент трения и сила адгезии были подсчитаны путем построения на основании экспериментальных данных графических зависимостей сил трения от нормальных нагрузок. Тангенс угла наклона является коэффициентом трения, а отрезок, отсекаемый от оси ординат - силой адгезии. Результаты экспериментальных данных, подсчитанных таким образом, показали, что коэффициент трения при перемещении стального образца по фильтрационной корке из нормального необработанного раствора, является величиной постоянной и равен 0,168 /56/, а коэффициент трения при вращении равен 0,32 /46/. Сила адгезии изменяется в зависимости от физико-химических свойств глинистого раствора и не зависит от нормальной нагрузки /14,20,31/.

Из исследований зарубежных ученых наибольший интерес представляют работы В.Е.Хелмик и А.Д.Лонгли /55/. На основе проведенных лабораторных исследований по изучению механизма прихвата и освобождения труб авторы пришли к выводу, что одной из важнейших причин прихвата инструмента в интервале залегания проницаемых пород является перепад давлений. При этом использовалась установка, которая позволяла определить следующие параметры процесса - перепад давления на глинистой корке; фильтрацию через зону искусственной проницаемости и усилие, прилагаемое для освобождения прихваченной трубы.

Автор работы /62/ на основе экспериментальных исследований считает, что основной причиной прихвата бурильных труб, чрезмерного увеличения крутящего момента и повышения сопротивления движению бурильного инструмента при бурении в сланцевых толщах является осмотическая гидратация сланцевых глин.

В работе /37/ автор предлагает использовать высокодисперсный глинистый материал для уменьшения опасности прихвата бурильного инструмента под влиянием дифференциального давления.

Критический анализ изложенных работ показал, что многие исследователи основной причиной прихвата считают прилипание бурильного инструмента к глинистой корке, усиливающееся по мере возрастания перепада давления, прижимающего трубы к стенке скважины.

Однако некоторые исследователи причиной прихвата инструмента считают не только прилипание, но и фрикционное сопротивление между колонной труб и фильтрационной коркой.

Результаты вышерассмотренных исследований отразились в разработке рекомендаций по предотвращению прихвата бурильного инструмента и уменьшению сил трения.

Применяемые методы снижения сил сопротивления можно разделить на технологические и физико-химические. Первый метод предусматривает хорошее состояние ствола скважин, снижение перепада давления до минимального значения, применение утяжеленных бурильных труб квадратного сечения и со спиральными канавками, способствующими уменьшению площади контакта со стенкой скважины. Перспективно также модифицирование поверхности труб соответствующими полимерными покрытиями.

К физико-химическим методам относятся мероприятия, связанные с использованием буровых растворов с низкой водоотдачей и малой толщиной фильтрационной корки. Эффективно также применять ингибированные растворы, замедляющие гидратацию глинистых пород. Более радикально применение буровых растворов на нефтяной основе и инвертных эмульсий, исключающих гидратацию гидрофилизирующих пород.

Кроме перечисленных методов, для уменьшения сил трения в буровые растворы обычно вводят различные смазочные добавки, такие, как нефть, графит, сульфанол, СМАД и другие.

Несмотря на то, что при бурении глубоких скважин применяются вышеперечисленные методы снижения сил сопротивления, встречается ряд серьезных осложнений технологического характера, таких, как затяжки, посадки, прилипания бурильного инструмента, приводящие к прихвату последнего. При этом затрачивается много средств и времени на ликвидацию осложнений и освобождение прихваченных труб. Об этом свидетельствует промысловый материал, приведенный ниже.

Во время промывки скважины № 436 на площади Сангачалы-море при непрерывном расхаживании и вращении ротором бурильного инструмента появились затяжки (8 делений), вследствие чего инструмент оказался прихваченным на глубине 4095 м (при забое 4105 м). Разрез скважины, где произошел прихват, сложен из глин, песка и алевролита с прослойками песчаника (Балаханская свита). Параметры раствора соответствовали ГТН: р = 1800 кг/м3, Т = 60 сек, СНС110 = 4,5*7 Па, В = 3,5 см3/30 мин, б= I мм, рН = 12. Раствор обрабатывался % нефтью. Расход барита в расчете на I м проходки в интервале осложнений ^ = 1,03 т/м. На освобождение прихвата было израсходовано 10321 руб. Продолжительность работы по ликвидации аварий составила 326 часов.

После очередной шаблонировки ствола скважины №368 на площади Сангачалы-море приступили к бурению. Несмотря на большие затяжки, бурение скважины продолжалось. При очередном отрыве долота от забоя зафиксировались сильные затяжки (18 делений),инструмент оказался прихваченньм, в результате произошел слом бурильных труб на глубине 2110 м при забое 4086 м. Параметры бурового раствора соответствовали ГТН: р = 1850 кг/м3, Т = 60 сек, СНС^о = 4,5*9,1 Па, В = 4,5 см3/30 мин., б = I мм, рН = 12, 0,897 т/м. Процентное содержание нефти в растворе составило 9%, разрез скважины сложен из глины (Сураханская свита). Продолжительность работы по ликвидации аварии составила 93 часа, было израсходовано 16190 руб.

Бурение скважины №484 осуществлялось долотом ИСМ. При очередном вращении ротором бурильный инструмент не поворачивался и оказался прихваченным на глубине 4105 м при забое 4105 м. Параметры бурового раствора соответствовали ГТН: р = 1750 кг/м3, Т = 50 сек, СНСМ0 = 2,4*7 Па, В = 4,5 см3/30 мин, б* = 1,5 мм, рН = 10, = 1,32 т/м. Раствор был обработан % нефтью. Породы, слагающие стенки скважины на этой глубине - глина, песок, алевролиты. На ликвидацию осложнений было израсходовано 18071 руб., работа по освобождению прихвата продолжалась в течение 1218 часов.

В процессе бурения скважины № 419 на площади о.Булла при очередном вращении бурильного инструмента ротором он оказался прихваченным на глубине 3713 м. Прихват произошел в разрезе Ба-лаханской свиты. Параметры раствора, соответствующие ГТН, были следующими: ^ = 1750 кг/м3, Т = 65 сек, СНС1-10 = 3*8 Па, В = 4 см3/30 мин, б' = мм, рН = 11,8, = 1,4 т/м. На освобождение прихвата затрачивалось 19837 руб., продолжительность работы составила 1237 засов. В аналогичных условиях на этой же площади в скважине № 340 на глубине 3575 м произошел прихват бурильного инструмента.

При спуске бурильного инструмента в скважине № 432 на площади Дуванный-море наблюдались сильные посадки (12 делений).Бурение продолжалось 7 васов, при этом было пробурено 12,5 метров. При подъеме инструмента оказался прихваченным на глубине 3301 м при забое 3500 м. На этой глубине стенки скважины сложвны из глины с прослойками песка. Показатели раствора, соответствующие ГТН, были следующие: ^ = 1850 кг/м3, Т = 70 сек, СНС110 = = 6,1*3,1 Па, В = 4 см3/30 мин, б> = 1,5 мм, рН - II, = = 1,07 т/м.с Процентное содержание нефти в растворе - %, На ликвидацию прихвата было затрачено 37152 рубля, а работа по освобождению прихваченных труб продолжалась в течение 2641 часа.

При подъеме бурильного инструмента из скважины № 478 на глубине 3180 м при забое 3590 м он оказался прихваченным. После освобождения прихвата бурение продолжалось роторным способом. Наблюдались сильные затяжки (15 делений). В результате отключения насосов в течение 2-3 мин. инструмент оказался вторично прихваченным в разрезе Сабунчинской свиты, состоящей из глины. Параметры раствора, соответствующие ГТН - р = 1700 кг/м3, Т=55 сек, СНС1-10 = 2'5*6'8 Па, В = 5 см3/30 мин., 5= 1,5 мм, рН = 12, 1,16 т/м, содержание нефти - 9%. Израсходовали на ликвидацию прихвата 123788 рублей, работы продолжалась в течение 11752 часа.

Следует отметить, что, кроме рассмотренных скважин, нами был изучен промысловый материал (акты осложнений и аварий) еще по 53-м эксплуатационным скважинам, пробуренным на площадях Ду-ванный-море, о.Булла и Сангачалы-море за период 1976-1983 гг. Нами были рассмотрены осложнения только в эксплуатационных скважинах с целью исключения факторов случайностей и неизученности.

Необходимо указать, что изррассмотрения были исключены те скважины, где произошли такие осложнения и аварии, причины которых не входят в наше исследование, а именно: несоответствие параметров бурового раствора с ГТН (скв.Мз 326, 379, 329, 319), прекращение циркуляции и оставление бурильного инструмента без движения (скв.№№ 436, 635, 420, 300, 403, 365), уход бурового раствора (скв.№№ 442,444), неисправность турбобура (скв.№344), спуск бурильного инструмента без проработки ствола скважины (скв.№№ 303, 418, 445, 476).

В оставшихся 40 скважинах на ликвидацию осложнений и аварий было исрайходовано 760652 рубля и затрачено 56194 часа.

Анализ промысловых данных показывает, что посадки, затяжки и прилипания бурильного инструмента, приводившие к прихвату последнего, в основном возникали вследствие:

- использования сильно щелочных буровых растворов (рН>11), особенно при бурении пластов, сложенных глинистыми породами;

- нарушение целостности стенок скважины, приводящее к увеличению площади контакта с бурильными трубами;

- высокой вонцентрации барита в буровом растворе (расход барита на I м проходки по рассмотренным скважинам в среднем составил 1,023 т/м).

У большинства буровых растворов рН лежит в щелочной области, обычно выше 8,5-9. Именно при таком значении рН отмечается наибольшая пептизация глинистой фазы, наиболее выгодные конфор-мации высокомолекулярных реагентов и высокая стабилизация суспензии /27/.

С другой стороны, применение глинистых растворов, обработанных щелочными реагентами, как правило, вызывает осложнение ствола скважины, сложенного глинистыми сланцами. Несмотря на то, что при бурении в глинах поддежривают водоотдачу растворов в пределах 2-5 см3/30 мин, обвалы, осыпи при этом не уменьшаются, а часто и увеличиваются из-за насыщения раствора щелочными добавками.

Щелочная среда раствора и его фильтрат интенсивно диспергируют глинистые породы на стенках скважины, увлажняют их и разуп-рочняют. Использование сильно щелочных растворов с высокой или низкой водоотдачей приводит к интенсивному набуханию, гидратации и нарушению естественной прочности и устойчивости стенок скважины /34/.

Каждый вид бурового раствора имеет свою оптимальную область изменения рН, при которой проявляются наилучшие его свойства. Так например, гипсовый раствор имеет сравнительно невысокий рН, в пределах 8-10. Полезно поддерживать его известью, способствующей в результате химосорбционных процессов усилению ингибирова-ния глины.

Влияние водородного показателя на смазывающую способность буровых растворов исследовано в ряде работ. Как следует из результатов исследований /61/, одним из основных признаков, ограничивающих использование смазочных добавок на основе жирных кислот и их производных, является повышенная щелочность раствора, характеризующаяся высоким рН.

Стойкость различных смазочных добавок по отношению к щелочи в значительной мере определяется степенью их омыления. При увеличении значения рН наблюдается общая тенденция у всех смазочных добавок к повышению степени омыления /II/.

Недостатком СМАД-1 является потеря эффективности при рН >10, что характерно для многих буровых растворов, в частности обработанных УЩР. При этом кислотные свойства СМАД-1 нейтрализуются образованием натриевых солей.

Б работе /36/ исследовано влияние рН в интервале от 8 до 13,9 на смазочные свойства глинистых растворов и контактную выносливость пар-трение. Было установлено, что смазочные добавки (сульфанол) теряют свою эффективность при рН = 13*13,9. В этом интервале буровые растворы находятся в явной или скрытой коагуляции за счет избытка щелочи.

Таким образом, исследование и определение оптимального интервала изменения водородного показателя с целью уменьшения сил трения представляет большой практический интерес.

Вдавливание бурильного инструмента в фильтрационную корку обусловлено низкой механической прочностью структур последней. Наименьшей механической прочностью обладает корка, намываемая из буровых растворов, обработанных смазочными дабавками /34/'

Так, при вводе в буровой раствор нефти почти вдвое снижается прочность корки. Действие нефти увеличивается больше,чем в 2 раза при добавке 1,5% графита, хотя сам графит влияет на прочность структур значительно меньше, чем нефть. Еще больше разупрочнение корок вызывает введение СМАД. Этот реагент более чем в 5 раз снижает прочность корок буровых растворов, обработанных УЩР. Добавка комбинированной смеси СМАД и графита снижает прочность корок б 10-15 раз. Это способствует легкости разрушения глинистых корок.

При полном или частичном разрушении корки перемещение бурильного инструмента происходит по породам, слагающим стенки скважины. Сопротивление движению труб, обусловленное контактированием с фильтрационной коркой, имеет подчиненное значение по сравнению с противодействием, возникающим при движении по породам /26/. Так, усилие сдвига по фильтрационной корке, полученной из бурового раствора, содержащего 20% дружковского глинопо-рошка, обработанного 5% УЩР, при перепаде давления 3 МПа, составляет 0,034 МН. При тех же условиях это усилие по песчанику составляет 0,32 МН.

Результатами исследования влияния различных смазочных добавок на прочность фильтрационной корки /48,49/ установлено,что наилучшей сопротивляемостью вдавливанию бурильного инструмента обладают корки, намываемые из растворов, обработанных окисленным петролиумом и тяжелой нефтью.

Как видно из изложенного, вопросу повышения прочности фильтрационных корок не уделено должного внимания, в связи с чем при разработке технологических мероприятий по уменьшению сил сопротивления будет исследовано их влияние на прочность фильтрационной корки.

Повышению концентрации твердой фазы в буровом растворе в значительной мере способствуют условия бурения глубоких скважин. Основными компонентами твердой фазы являются утяжелители и глина, отличающиеся строением и формой.

Исследованием влияния утяжелителя (барит, гематит, магнетит) и глины на силы трения занимались многие авторы /19, 25,

32, 37, 38, 56/. Результатами этих исследований установлено, что силы трения и прихвата бурильного инструмента увеличиваются по мере повышения концентрации утяжелителя в буровом растворе.

Несмотря на большое количество работ, посвященных исследованию влияния концентрации твердой фазы на силы трения и прихвата, сущность некоторых факторов остается еще нераскрытой. К настоящему времени недостаточно исследовано влияние соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе на силы трения.

При бурении глубоких скважин соотношение количество барита и глины колеблется в широких пределах. Причем, с увеличением плотности бурового раствора количество барита становится значительно больше количества глины. Анализ фактического промыслового материала показал, что на глубине до 1500 м при плотности бурового раствора 1250-1400 кг/м3 количества утяжелителя и глины почти равны, а на глубине 4000-5000 м при плотности раствора 1900-2100 кг/м3 концентрация барита в 4,5-5 раз больше концентрации глины,

В зависимости от соотношения количеств утяжелителя и глины формируются различные по своим свойствам фильтрационные корки. При увеличении концентрации глины в буровом растворе намывается рыхлая с низкой механической прочностью глинистая корка. Повышение концентрации утяжелителя способствует образованию прочной и абразивной корки. Фильтрационные корки с различными механическими свойствами оказывают различное сопротивление перемещению бурильных труб.

В связи с вышеизложенным, немаловажное практическое значение прибретает вопрос исследования соотношения количеств утяже лителя и глины для определения оптимального соотношения между ними с целью уменьшения сил трения.

Таким образом, цель настоящей работы заключается в совершенствовании методов повышения смазывающей способности буровых растворов путем регулирования их рецептурного состава с целью уменьшения сил сопротивлений при движении колонны бурильных труб в стволе скважины и предотвращении связанных с ними осложнений.

выводы

1. Экспериментально исследовано влияние понизителей водоотдачи (тилоза, серогель и КМЦ) на силы трения, возникающие при перемещении колонны бурильных труб по фильтрационной корке. Показано, что из исследованных реагентов-стабилизаторов наилучшей способностью к снижению сил трения обалдает тилоза.

2. Впервые разработана математическая модель, описывающая характер изменения сил трения в зависимости от процентного содержания твердой фазы, температуры и водородного показателя бурового раствора.

На основе полученной экспериментальным путем математической модели построены графики зависимости сил трения от процентного содержания твердой фазы при различных значениях рН и температуры, позволяющие прогнозировать величины сил трения и могущие быть полезными при расчетах осевых нагурзок на долото, выборе грузоподъемности бурового оборудования и буровых установок.

3. Экспериментально установлено, что путем регулирования компонентного состава твердой фазы и водородного показателя бурового раствора можно воздействовать на прочность фильтрационной корки и снизить силы трения.

Для практических целей разработан экспресс-метод по определению на буровых оптимального соотношения количества утяжелителя и глины с целью уменьшения сил трения в зависимости от плотности бурового раствора.

5. Применение комплекса технологических мероприятий позволило сократить затраты времени на ликвидацию осложнений, увеличить коммерческую и механическую скорости бурения и снизить стоимость I м проходки.

Экономический эффект от внедрения разработанных технологических мероприятий по повышению смазывающей способности буровых растворов составил более 355 тым.рублей.

1. Адлер Ю.П., Маркова Е.Б., Грановский К).В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных ус лови й.-М.: Наука, 1976.-280с.

2. Александров U.U. Количественная оценка силы трения при движении инструмента в искривленной скважине.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1959, №4, с.41-48.

3. Александров М.М. Определение сил сопротивления при бурении скважин.-М.:Недра, 1965.-176с.

4. Александров M.LI. Определение угла закручивания бурильных труб турбобуром в скважине сложного профиля.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1959, №8, с.17-23.

5. Александров М.М. О силе трения в процессе бурения искривленных скважин забойными двигателями и об оценке действительной нагрузки на долото.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1962, №1, с.19-22.

6. Александров М.М. О затратах мощности на холостое вращение бурильной колонны, опирающей на забой.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1971, №4, с.25-28.

7. Аль-Фаяд С.А., Сакович У.С., Баишев В.А. К экспериментальному определению коэффициента сопротивления при продольном перемещении и вращении цилиндрического образца в модели скважины с прямым наклонным стволом.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1968, №5, с.33-35.

8. Ахмадаев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампон ажных жидкостей.-М.:Недра, I98I.-I52c.

9. Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях.-М.:Гостоптехиздат, 1955.-212с.

10. Бронзов А.С., Васильев Ю.С., Шетлер Г.А. Турбинное бурение наклонных скважин.-М.¡Недра, 1965.-248с.

11. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами / А.Н.Яров, И.А.1идовцев, К.М.Гильман и др./-М.Недра,1975.-143с.

12. Войцеховский А.П. Перепад давления как причина прихватов бурильных труб.-Нефтепромысловое дело, 1960, №1, с.13-17.

13. Гулизаде М.Н., Шахбазбеков К.Б., Йорданов Д.С. Определение коэффициента трения при движении труб в наклонной скважине.-Изв.вузов, Нефть и газ, 1965, №8, с.13-17.

14. Гулизаде М.П., Шахбазбеков К.Б., Мамедов И.Х. Экспериментальное исследование характера изменения сил адгезии в зависимости от параметров глинистого раствора.-Тр.АзИНЕФТЕХИМ, 1967, вып.25, с.49-52.

15. Гулизаде М.П., Шахбазбеков К.Б., Оганов С.А. К вопросу сил сопротивлений в глубоком налонном бурении.-Тр.АзИНЕФТЕХИМ, 1967, вып.25, с.63-67.

16. Дашдамиров Ф.А., Шамсиев Д.А. Причины прихвата при бурении.-Азербайджанское нефтяное хозяйства, 1959, №12, с.15-16.

17. Дашдамиров Ф.А., Шамсиев Д.А. Экспериментальное иввле-дование коэффициента трения корок глинистых растворов.-Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1961, №5, с.16-19.

18. Дашдамиров Ф.А., Шамсиев Д.А. Экспериментальное исследование липкости корок в среде глинистых растворов.-Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1960, №10, с.19-21.

19. Захаров А.П. Борьба с прихватами бурильного инструмента в США.-М.:Недра, 1964.-88с.

20. Йорданов Д.С. Исследование сил сопротивления при движении колонны труб в наклонных скважинах.-Диссерт.,представл.на соискание учен.степени к.т.н., Баку, 1966.-117с.

21. Исследование динамики движения колонны труб в наклонной скважине /М.Н.Гулизаде, К.Б.Шахбазбеков, В.О.Рапопорт и др./-Изв.вузов, Нефть и газ, 1964, №1, с.23-28.

22. К вопросу исследования силы трения в наклонной скважине /М.П.Гулизаде, К.Б.Шахбазбеков, В.О.Рапопорт и др./- Изв.вузов, Нефть и газ, 1963, №2, с.23-28.

23. Кисельман М.Л. Определение сил трения в искривленных скважинах.-Нефтяное хозяйштво, I960, №9, с.43-47.

24. Кисельман М.Л. О росте сил трения при неподвижном контакте колонны бурильных труб со стенками скважины.- Изв.вузов, Нефть и газ, №9, с.35-38.

25. Кистер Э.Г., Михеев В.Л. Механические свойства фильтрационных глинистых корок.- Тр.ВНИИБТ, 1971, вып.27, с.82-94.

26. Кистер Э.Г., Михеев В.Л. О сопротивлениях движению бурильного инструмента в скважине.-Нефтяное хозяйство, 1972, №9, с.14-18.

27. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов.-М.:Недра, 1972.-392с.

28. К экспериментальному определению коэффициента трения при движении труб в наклонной скважине /М.П.Гулизаде,К.Б.Шахбазбеков, Д.С.Йорданов и др./-Изв.вузов, Нефть и газ,1965,№5,с.29-32.

29. Линевский A.A. Опыт бурения в Небит-Даге.-Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1961, №10, с.18-21.

30. Луценко H.A., Гроздовская Р.И. Борьба с прихватом инструмента. -Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1937, №10,с.18-23.

31. Мамедов Й.Х. Исследование сил сопротивления в наклонных скважинах.-Дисс.представл.на соискание учен.степени к.т.н.,Баку, 1970.-175с.

32. Мамедтагизаде A.M. Исследование коэффициента трения и сил адгезии при движении колонны труб в стволе наклонных скважин. -Дисеерт.,представл.на соискание учен.степени к.т.н., Баку, 1975.-205с.

33. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа.-М.¡Недра,1977.-228с.

34. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. -М.: Недра, 1979.-239с.

35. Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа /АЛ.Мирзаджанзаде, Ю.В.Зайцев, Б.Л.Кучин, А.Д. Седых /-М. .-Недра, 1979.-238с.

36. Налбандов В.Л., Ничугин В.Ф., Городнов В.Д. О влиянии свойств глинистого бурового раствора на его фрикционные характеристики и контактную выносливость долотной стали,- Изв.вузов, Нефть и газ, 1981, №4, с.19-22.

37. Нил Адаме. Предотвращение прихвата бурильного инструмента под влиянием дифференциального давления.-Инженер-нефтя-ник, 1978, №2, с.17.

38. Определение затрат мощности на холостое вращение бурильной колонны в наклонной скважине /ПЛ. И. Гули заде, Л.Я.Сушон, Л.Я.Кауфман и др./-Изв.вузов, Нефть и газ, 1971, №5, с.25-28.

39. Определение коэффициента трения и сил сцепления при обработке глинистого раствора УЩР /М.П.Гулизаде, К.Б.Шахбазбе-ков, Д.С.Йорданов и др./-Изв.вузов, Нефть и газ,1967,№1,с.32-34.

40. Паус К.Ф. Буровые растворы.-Изд.2-е, М.гНедра, 1973.304с.

41. Паус К.Ф., Довжук В.Г. Влияние химических реагентов на физико-химические характеристики глинистых растворов.-Изв вузов,

42. Нефть и газ, 1969, №11, с.37-40.

43. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин.-М.:Недра, 1973.-217с.

44. Песляк Ю.А. Усилия в колонне при ее движении с трением в искривленной скважине.-Труды Нефтегаз.н.-и.ин-та, 196?4, вып.41, с.135-153.

45. Предупреждение осложнений при проводке скважин в условиях Азербайджана /М.К.Сеид-Рза, Р.А.йонесян, Н.М.Шерстнев и др./-АзИНТМ, обзорн.информ., Баку, 1965.-79с.

46. Регулирование свойств буровых растворов добавками сополимера M-I4 при проводке глубоких скважин./А.И.Пеньков, JI.B. Гаврилова, С.С.Сухарев и др./-Бурение, 1975, №6, с.16-18.

47. Сакович Э.С. Исследование сил сопротивления вращению колонны бурильных труб в стволе наклонной скважины.-Дисс.пред-ставл.на соискание учен.степени к.т.н.,Баку, 1972.-150с.

48. Салуквадзе М.Е. Задачи векторной оптимизации в теории управления.-Тбилиси.МЕЦНИЕРЕБА, 1975.-201с.

49. Самотой А.К. Исследование прихватов бурильного инструмента на примере бурения скважины в Ставропольском крае.-Авто-реф.канд.дисс., 1969.-21с.

50. Самотой А.К. Некоторые особенности развития процесса прихвата бурильного инструмента в условиях действия высоких температур и давлений.-Азерб.нефт.хоз-во, 1970, 1йЗ, с.25-28.

51. Сидоров H.A., Ковтунов P.A. Осложнения при бурении скважин (предупреждение, ликвидация).-М.:Гостоптехиздат, 1959, -200с.

52. Федоров B.C. О коэффициенте трения.-Азерб.нефт.хоз-во, 1934, №4, с.16-18.

53. Фукс Г.И. Физико-химия смазочного действия и новые смазочные материалы.-Физико-химическая механика материалов, 1967, №5, с.540-547.

54. Хасаев P.M., Кулиев Р.Б. Экспериментальные исследования по применению вязко-пластичной жидкости для освобождения прихваченных труб.-Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1977, №7, с.21-25.

55. Хасаев P.M. Пути повышения эффективносши глубокого бурения.- Баку, Азернешр, 1978.-98с.

56. Хелмик В.Е. Лонгли А.Д. Прихват бурильной колонны под влиянием перепада давления.-М.:Г0СИНТЙ, 1958.-24с.

57. Шахбазбеков К.Б. Теория и практика бурения наклонных скважин с большими отклонениями.-Дисс.представл.на соискание учен.степени д.т.н.,Баку, 1968.-259с.

58. Шерстнев Н.М., Григорян А.А. Исследование влияния сил взаимодействия на прихваты труб.-Нефтяное хозяйство, 1966, №10, с.21-23.58. 58. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении.-М.:Недра, 1979.-304с.

59. Юзбашева ЕЛ1., Нищникова д.А. К вопросу изучения смазывающей способности глинистых растворов.-АНХ, 1961, №11,с.15-17.

60. Rosenberg М., Tailleur R.I.-Increased drill bit life through use of extreme pressure lubricant drilling fluids.-"Petroleum Technology", VIII, vol.11, N8, 1959, pp.195-202.

61. Haden E.L., Welst G.R. How to prevent differential-pressure of drill pipe. Oil and Gas. vol.59,N14,3, IV, 1961, pp.214-219.

62. Simpson Jay. Drilling fluids-today and tomorrow. J.Petrol Technol., 1971, Novem.

63. Annis Max R. High-temperature flow properties of Water base drilling fluids. J.Petrol.Technol.,1967, N.8, pp.115-120.1. Р И Л О I Е Н И Е1. Результаты измерения.2. Акт внедрения.- 125 -РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯугод наклонаустановки.50°,зо^го°12°

64. Показание прибора без нагрузки22089 22088 22094 2209922089 22088 22094 2219622090 22088 22092 220942289 22088 22099 2399922088 22088 22092 22088

65. Начальник Приморского МУБРа1. ИСМАЙЛОВ А»П30 м марта 1984 г.1. РЕЗУЛЬТАТЫрасчета экономической эффективности комплекса технологических мероприятий по уменьшению сил сопротивления

66. Наименование предприятия: АзИНЕФТЕХИМ им.М.Азизбекова,1. Приморское МУБР

67. Наименование мероприятия: Внедрение технологических мероприятий по уменьшению сил сопротивления.1. Показатели1. Вариантбазовый новый

68. Годовой объем внедрения, м1. Проходка на долото, м

69. Коммерческая скорость, м/ст-мес.

70. Время ликвидации осложнений в расчете на I м проходки

71. Удельные капитальные вложения, руб/м Стоимость I м проходки, руб.

72. Экономия приведенных затрат на I м проходки, руб/м

73. Годовой экономический эффект, тыс.руб.24000 54,6 60,0219,0 229,60,583 0,30899,55 95,0615,2 601,913,98 335,52