Траектория скважины

Выбор траектории скважины - это одна из самых ранних возможностей предотвратить возникновение прихвата. Там где это возможно, следует планировать вскрытие глинистых пород перпендикулярно плоскостям напластования. Это особенно важно, если прочность слоистой породы в направлении, перпендикулярном плоскостям напластовании, намного больше ее прочности в направлении, параллельном плоскостям напластования. Нужно определить напряженное состояние и ориентировать траекторию скважины таким образом, чтобы минимизировать расчетную анизотропию напряжений. Траектория скважины, обеспечивающая минимальную анизотропию напряжений, может не совпадать с траекторией, обеспечивающей минимальную анизотропию прочности. Принимая решение, нужно соотносить опасность, обусловленную слабостью породы в направлении, параллельном плоскостям напластования, и опасность действия тектонических сила при данном напряженном состоянии.

Наибольшую опасность представляет напряженное состояние, благоприятное для образования надвига.

Свойства бурового раствора

Технологические свойства бурового растворе имеют, пожалуй, наибольшее значение для предотвращения осложнений, связанных с потерей устойчивости стенок скважины. Из всех свойств бурового раствора важнейшим является его плотность. Плотность бурового раствора обеспечивает радиальные напряжения, действие которых ослабляет кольцевые напряжения. Чем больше радиальные напряжения приближаются к кольцевым, тем меньше касательные напряжения, приводящие к разрушению. Должна поддерживаться оптимальная репрессия, при которой действуют достаточные радиальные напряжения. Один из путей определения такой репрессии - метод средней линии, предложенный Ааёпоу.⁴ Он основан на предположении, что для уменьшения кольцевых напряжений до нуля нужно изменить плотность бурового раствора до среднего между численными значениями градиента порового давления и градиента давления гидроразрыва пласта. Перед разбуриванием глинистых пород нужно увеличить плотность бурового раствора до оптимального уровня. Увеличив плотность бурового раствора, никогда не нужно ее уменьшать. Увеличение плотности бурового раствора приводит к проникновению фильтрата в пласт. Если затем уменьшить плотность, поровое давление будет слишком высоким, и создаваемые раствором радиальные напряжения будут недостаточно велики. В таком случае вероятно обрушение.

Изменять плотность бурового раствора нужно постепенно, чтобы не оказывать резкого воздействия на скважину. С увеличением зенитного угла плотность бурового раствора, вероятно, нужно увеличивать. При этом следует избегать чрезмерного утяжеления раствора.

Важное значение имеют также ингибирующие свойства бурового раствора. Наибольшими ингибирующими свойствами характеризуются РУО, поскольку молекулы компонентов нефти неполярны и не обладают сродством к заряженным глинистым частицам на поверхности породы. Чтобы ограничить набухание, нужно обеспечить правильную минерализацию водной фазы РУО. При бурении на РВО набухают глины любого типа. Уменьшить тенденцию к набуханию помогают такие добавки к буровому раствору, как гликоли, калийные соли и т.д. Может получиться так, что на стадии планирования выбран раствор одного типа, но наблюдения на буровой приводят к выводу о необходимости заменить этот раствор на другой.

Важную роль играют также фильтрационные свойства бурового раствора. Однако методы понижения водоотдачи, пригодные для использования в песчаниках, по большей части неэффективны при проходке глинистых пород, поскольку на последних не образуется устойчивая фильтрационная корка. Для уменьшения утечек фильтрата в интервалах глинистых породах применяют такие методы, как увеличение вязкости фильтрата, снижение проницаемости глинистых пород или создание полупроницаемой мембраны для уравновешивания дифференциального давления осмотическим давлением.

Все глинистые породы впитывают воду и со временем разрушаются. Поэтому нужно минимизировать период времени, когда ствол в интервале глинистых пород остается открытым.

Эффект поршневания при спуске и подъеме колонны приводит к очень большим изменениям радиальных напряжений, и поэтому его нужно избегать. С этой целью следует минимизировать пластическую вязкость бурового раствора. Для того чтобы поддерживать пластическую вязкость на низком уровне требуется эффективное регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе.