1. Обвалювання та осипання стінок свердловини

Осипання і обвали стінок свердловини – це ускладнення, які виникають внаслідок зменшення міцності глинистих та слабозцементованих порід, які залягають біля тектонічних порушень під великим кутом.

Всі фактори, що впливають на сипучість сланцевих глин можна легко розділити на три групи: механічні, гідратація глин та інші. Вважають, що причиною обвалів є геотехнологічні умови їх проведення, підкреслюючи, що вони найчастіше відбуваються у сланцевих та лускатих глинах, в яких відслідковується тонкі прошарки піску, слюдистих включень з вмістом піриту тощо. За іншою гіпотезою основною причиною обвалів та осипань стінок свердловини є зниження густини бурових розчинів, сповільнення темпів буріння та зупинка процесу буріння.

Показати міжплощинну гідратацію.

Вимоги до розчинів

1 Для попередження обвалів та осипань стінок свердловини необхідно збільшити густину бурового розчину на 20-30% (за рішенням технічної ради)

2 Збільшити СНЗ

3 Збільшити в’язкість розчину;

4 Зменшити фільтрацію бурового розчину до мінімуму (2-3 см³/30 хв);

5 Зменшити рН до 6-7 - найдоцільніше до нейтрального середовища.

Вимоги до проведення технологічних операцій

1. Не допускати вібрації бурильної колони

2. рекомендується включати у компоновку низу амортизатор.

3. Зменшити швидкість висхідного потоку бурового розчину.

4. Не допускати гідравлічних ударів при СПО та сильного викривлення осі свердловини.

5. Під час термінової зупинки циркуляції піднімати інструмент вище зони ускладнень або періодично розходжувати його та прокручувати.

6. Ефективність запобігання поглинань в основному визначається типом промивальної рідини та її властивостями.

Під час розкриття інтервалів схильних до обвалювань та осипань стінок свердловини найоптимальнішим способом запобігання ускладнень є застосування інгібуючих бурових розчинів, до яких належать:

полімерхлоркалієвий, гіпсокалієвий, алюмокалієвий, малосилікатний, силікатно-калієвий.

Розглянемо характеристику вказаних розчинів.

1. Полімерхлоркалієвий

Глинисті суспензії з низьким вмістом твердої фази, які оброблені полімером-понижувачем фільтрації, розріджувачем, хлористим калієм та флокулянтом, називають полімерхлоркалієвими розчинами.

Область застосування. Розбурювання нестійких, сильно набухаючих глинистих відкладів.

Склад розчину.

1. Н₂О – решта.

2. ПБ - 40¸50 кг;

3. КОН – 3-5 кг;

4. КМЦ-600 – 5-6 кг;

5. КССБ - 30¸50 кг;

6. КCl – 30¸50 кг;

7. МАС-200 – 2-5 л (5% вуглеводневої суспензії);

8. ПАА - 25¸50 л (0,5%-ного водного розчину);

9. Нафта - 80¸100 л.

Порядок приготування розчину. У попередньо гідратовану глинисту суспензію вводять концентрований водний розчин гідроксиду калію, доводячи рН до 9¸10, після чого додають КМЦ у вигляді 5-10% водного розчину, перемішують протягом 10 хв. до повного розчинення реагента. Після обробки КМЦ розчин дещо гусне, тому вводимо КССБ у вигляді 10-20% водного розчину, повільно перемішуємо протягом 10 хв. вручну, щоб запобігти спінюванню розчину або одночасно з КССБ вводимо піногасник. Після ретельного перемішування в розчин вводять хлористий калій.

При потребі у розчин вводять мастильні домішки та обважнювач.

При введенні хлористого калію розчин загущується. Для відновлення властивостей промивної рідини розчин необхідно ретельно перемішати протягом 10-15 хв.

Після цього вимірюють параметри розчину, які орієнтовно повинні бути такі:

= 1060¸2200 кг/м³; Т = 25¸70с; = 5¸40 дПа;

= 7¸160 дПа; = 4¸8 см³; рН = 9,0¸10,0.

Якщо виміряні параметри розчину відповідають наведеним вище, то приготовлений розчин обробляють 0,5%-ним водним розчином ПАА. Після перемішування розчину повторно виміряють умовну в’язкість, СНЗ₁ та роблять висновок про величину флокуляції, яка утворилась під дією ПАА.

Якщо у процесі буріння свердловини статичне напруження зсуву нижче 5 дПа, то після відробки долота необхідно свердловину спочатку промити протягом часу t_пр ≥0,5t_ц, а потім піднімати бурильну колону зі свердловини.

Регулювання параметрів розчину. У процесі буріння свердловини регулярно замірюють параметри розчину ( -через 1 годину; - 1¸2 рази в зміну) і порівнюють їх з величинами, наведеними в ГТН. При необхідності приймають рішення про хімічну обробку розчину. Регулювання параметрів розчину проводять шляхом роздільного або одночасного введення реагентів.

У міру загущення промивної рідини в’язкість та структурно-механічні показники зменшують домішкою НТФ (0,01¸0,03 кг/м³) або технічної води.

При збільшенні фільтрації вище допустимої величини розчин обробляють полімерами із розрахунку: КМЦ – 0,1¸0,2%; метас – 0,08¸0,15%; НР-5 – 0,1¸0,15%. Нерідко регулювання параметрів полімер-глинистих розчинів здійснюють з допомогою комплексного реагенту НР-5 + ПАА + НТФ.

Для покращання мастильних властивостей в розчин вводять від 4 до 10 % нафти разом з емульгатором (0,1¸0,5% від об’єму нафти).

Регулювання вмісту тонкодисперсної фази в розчині проводять з допомогою полімерів-флокулянтів, наприклад ПАА або ДК-Дрілу 1А, 15А, які вводять в розчин у вигляді 0,5%-ного водного розчину.

При зниженні концентрації колоїдної фази нижче допустимої межі (2%) у розчин вводять попередньо гідратовану глинисту суспензію з вмістом бентонітового глинопорошку до 1%.

Переваги розчину:

1. Розчин є ефективним при розкритті горизонтів, схильних до обвалювання та осипання стінок свердловини.

2. Запобігає диспергуванню шламу вибурених глинистих порід та підвищенню вмісту колоїдної фази у розчині.

3. низький вміст твердої фази у розчині сприяє покращанню показників буріння свердловини.

4. при невеликій загальній фільтрації розчин має відносно велику миттєву фільтрацію, яка сприяє збільшенню проходки на долото та механічної швидкості буріння.

Недоліки розчину:

1 Часті домішки ПАА збільшують вартість розчину.