В практике бурения распространено мнение о том, что липкость глинистых
корок является основной причиной затяжек и прихватов бурильного
инструмента. Подобная точка зрения поддерживается рядом исследователей
112, 86]. В связи с этим изучение адгезионного эффекта должно
представлять значительный интерес. Адгезия трактуется как молекулярная
взаимосвязь двух контактирующих тел. Природа действующих при этом сил,
по Б. В. Дерягину, носит электрический характер [28]. Существенное
значение имеют и такие факторы, как размеры и форма частиц, плотность их
укладки и т. п. Было показано, что по мере увеличения коэффициента
сферичности адгезия снижается соответственно уменьшению площади контакта
[94 ]. Наиболее достоверным методом оценки адгезии являются прямые
измерения усилий нормального отрыва частиц или их слоя от поверхности
твердого тела. У фильтрационных глинистых корок эти измерения осложнены
их структурной неоднородностью, действием перепада давления и эффектом
контактной коагуляции Коагуляционные процессы на соприкасающихся
поверхностях, их длительность, характер и состав среды, сказывающиеся на
лиофильности глинистых частиц и их диспергировании, также оказывают
большое влияние на адгезионные свойства корок.
Адгезию глинистых корок, полученных фильтрацией при заданном перепаде
давления из различных буровых растворов, приготовленных из дружковского
глинопорошка, измеряли в среде бурового раствора на приборе, показанном
на рис. 12, путем отрыва измерительного элемента от поверхности корки с
постоянной площадью контакта.
На рис. 32 приведено изменение адгезии корки к стали в зависимости от
перепада давления. Из этого рисунка следует, что ад-гедия фильтрационных
корок разных растворов увеличивается с ростом перепада давления,
концентрации твердой фазы, при обработке исходного раствора УЩР и
другими щелочными реагентами. При перепадах давления порядка 20—40
кгс/см2 адгезия достигает наибольших значений, возрастая более чем в 10
раз. Как и при измерениях упругости и прочности корок, возрастание
адгезии при этом практически прекращается, несмотря на дальнейшее
повышение перепада давления.
Влияние длительности контакта глинистой корки со сталью на величину
адгезии показано на рис. 33, из которого следует, что адгезионное
упрочнение контактов интенсивно растет в первые 30—40 мин контакта и
далее изменяется незначительно.
Таким образом, для возникновения прихвата наиболее
опасны первые 30—40 мин контактирования бурильного инструмента со
стенкой скважины. Значительно сильнее адгезия глинистых корок к
алюминиевому сплаву Д16Т. Из рис. 34 видно, что в этом случае адгезия в
1,5—2 раза больше, чем при отрыве стали от глинистой корки. Упрочнение
адгезионных контактов в этом случае обусловлено контактной коагуляцией,
вызванной ионами А1 [35, 37].
Структурная неоднородность корок является причиной роста адгезии
различных ее слоев; усилия отрыва возрастают прямо пропорционально
глубине погружения в корку.
Обработка буровых растворов УЩР, КМЦ, окзилом и подобными им реагентами
упрочняет структуры фильтрационных корок;
химическая обработка растворов также усиливает
адгезионные свойства корок в 2 раза и более. Как видно из рис. 35, на
адгезию сильное влияние оказывает утяжеление, которое может привести к
ее росту в 6—7 раз. Усилие отрыва бурильного инструмента, обусловленное
его адгезией к фильтрационной корке, составляет от 1,0 до 6,5 тс/м2
поверхности контакта. В наклонных скважинах общая площадь прилипания
бурильных труб достигает 10—20 м2, усилия отрыва в этом случае могут
составить от 20 до 120 тс, что вызовет посадки, затяжки и прихваты
бурильного инструмента из-за прилипания к фильтрационной корке [54, 57].
В связи с этим важное значение имеют мероприятия, направленные на
уменьшение сил прилипания. С этой целью рекомендуются те же средства и
методы, которые используются для снижения механической прочности
фильтрационных корок. Наиболее действенными являются эмульгирование и
введение в буровой раствор смазочных добавок (смад, СГ и др.).
Регулирование адгезионных свойств фильтрационных
корок и снижение прилипания бурильных труб к стенке скважины являются
одной из возможностей предупреждения прихвата бурильного инструмента.
Экспериментально установлено, что гидрофильные смазочные добавки (ОП-10,
сульфонол НП-2, НРВ и др.) незначительно снижают адгезию корок к
металлам, поскольку эти добавки, будучи водорастворимыми, частично
отфильтровываются с дисперсионной средой бурового раствора, а смазочные
слои, образовавшиеся и оставшиеся на глинистых частицах, малопрочны и
легко вытесняются или разрушаются под действием нормальной нагрузки,
обусловленной действием перепада давления и усилиями прижатия бурильного
инструмента к стенке скважины [55].
Гидрофобные смазочные добавки (нефть, смад, нафтеновые кислоты, в том
числе жирные и синтетические кислоты, их кубовые остатки и др.) более
эффективно снижают адгезию. Нефтяные и специальные смазочные добавки
являются прослойкой, разделяющей глинистые агрегаты, и гидрофобизируют
их. Введение в суспензию нефтяной фазы вызывает появление в ней и
фильтрационной корке сопряженных суспензионно-эмульсионных структур.
Вследствие олеофильности на металлических поверхностях при контакте с
нефтяной фазой, а также в корке возникают прочные смазочные слои,
сохраняющиеся даже при действии весьма значительных тангенциальных или
нормальных напряжений. На рис. 34 было показано, что введение 5—7% нефти
в 20%-ную суспензию дружковского глинопорошка снижает адгезию корок
втрое. Дальнейшее увеличение содержания нефти в глинистой суспензии
практически не ведет к снижению адгезионных сил.
Смазочные и нефтяные добавки создают на поверхностях раздела труб с
коркой или породой жидкостные прослойки и обеспечивают гидравлическую
связь между ними и заполняющим скважину буровым раствором. Это приводит
к значительному выравниванию действующего в зоне контакта перепада
давления, прижимающего трубы к стенке скважины, и к резкому уменьшению
усилий отрыва и сдвига.
В табл. 9 приведены результаты измерений адгезии корок, полученных
фильтрацией из различных по составу и свойствам буровых растворов при
перепаде давления 30 кгс/см2, в которых эмульгированы нефти, ОП-10,
сульфонол НГ1-2, НРВ, смад, а также совместными добавками нефти с
графитом или смада с графитом. Из табл. 9 следуют выводы: введение в
буровые растворы указанных добавок позволяет уменьшить адгезию глинистых
корок к стали в 3—10 раз и более; добавки графита снижают адгезию на
уровне гидрофильных смазочных добавок. Однако смазочные свойства графита
значительно улучшаются при совместных добавках его с нефтью или смадом.
Для этого необходимо предварительно диспергировать графит в нефти или
смад, а затем этой смесью эмульгировать буровой раствор. Для того чтобы
уменьшить адгезию в 10—20 раз, достаточно ввести 3—4% нефти и [1,5%
графита или же 1,5% смада с 1,5% графита в течение одного-двух циклов
циркуляции бурового раствора в скважине.
Исследованиями адгезии глинистых фильтрационных корок к металлам
установлено, что основные выводы о закономерностях изменения прочности
структур корок и факторах, влияющих на них, относятся и к адгезионным
свойствам. Здесь действуют те же закономерности (усиление адгезии с
ростом перепада давления), но лишь до 20—40 кгс/см2, когда достигаются
максимальные уплотнение и упрочнение корок, предельные значения адгезии
в первые 30—40 мин контакта, усиление адгезии по мере перехода к
глубинным слоям корки и т. д.
Химическая обработка буровых растворов влияет на адгезионные свойства
корок так же, как и на прочность структур, увеличивая их при повышении
pH, минерализации, утяжелении баритом, обработке УЩР и ослабляя при
введении защитных реагентов и смазочных добавок, в особенности нефти или
смада, СГ и других гидрофобных смазок.
В последнем случае величина адгезии может быть снижена в 20 раз.
Наибольшее практическое значение имеет тот факт, что усилия отрыва
инструмента в случае адгезионного прилипания оказываются на 40—60%
меньше, чем усилия сдвига, обусловленные прочностью структур,
возникающих в фильтрационных корках. Таким образом, липкость корок
(даегзия) нельзя рассматривать как основную причину затяжек и прихватов
бурильного инструмента.