Устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми породами

15.07.2019

Под устойчивостью стенок скважин обычно понимают сохранение диаметра ствола скважины близким к номинальному. Для количественной оценки устойчивости используется коэффициент устойчивости Кс, представляющий собой отношение фактического объема Vф интервала ствола скважины к номинальному объему этого же интервала. Величину Кс можно определить по формуле

где Dср и Dн — средний фактический диаметр интервала скважины и номинальный диаметр.

Признаками нарушения устойчивости являются сужение (Кс меньше 1) и каверны (Кс больше 1). Нарушения устойчивости глинистых пород часто приводят к серьезным осложнениям, а иногда заканчиваются ликвидацией скважины. Проблема сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах существует в течение всей истории развития бурения. Поэтому данной проблеме посвящены многие исследования. Автором совместно с Р.Г. Ахмадеевым проводились исследования факторов, влияющих на устойчивость глинистых пород на искусственных моделях глин, изготовленных фильтрационным методом. Сущность данного метода заключается в осаждении глинистого материала из суспензии на фильтре, имеющем нужные размеры и форму, при высоких давлениях. Процесс изготовления образцов глинистых пород состоит из следующих операций: 1) приготовление суспензии из глин определенного минералогического состава; 2) введение в суспензию определенных ионов с целью получения глин с заданным составом обменного комплекса; 3) фильтрационное отделение глинистой массы от воды; 4) уплотнение глинистой массы в фильтрпрессе при давлении 400—600 кгс/см2; 5) получение образцов с заданной влажностью при давлениях до 1500 кгс/см2 и температурах до 110°C.

Полученные модельные образцы глин, а также образцы естественных глин, отобранные при бурении в различных районах, исследовались в лаборатории методами рентгеновской дифрактометрии, термографии, электронной микроскопии. Степень набухания глин исследовалась по методике А.М. Васильева с использованием приборов К.Ф. Жигача и А.Н. Ярова. Степень набухания определялась по формуле

где Vt и V0 — начальный и конечный объемы образца.

Pазрушени-размокание модельных образцов одинаковых размеров и формы изучалось в водной среде, содержащей различное количество растворенных веществ. Количественная оценка и кинетика размокания-разрушения осуществлялась с помощью коэффициента w, определяемого по формуле

где Gt и G0 — вес образца в момент времени t и в начальный момент; уп и уж — удельный вес породы и жидкости; Pt — степень набухания; Wt — влажность образца.

Влияние минералогического состава глинистых пород. Автором совместно с Р.Г. Ахмадеевым установлено различие в механизме нарушения устойчивости глинистых пород, которые по характеру процессов набухания и размокания можно разделить на две большие группы; 1) набухающие глины (порода содержит значительное количество минерала монтмориллонита); 2) размокающие глины (порода состоит из глинистых минералов группы каолина, гидрослюды или иллита).

Набухание глинистых пород первой группы сопровождается увеличением межпакетного расстояния, более высокими значениями давления набухания. Размокание-разрушение носит характер отделения мельчайших частиц глины, в то время как основная ее масса продолжает увеличиваться в объеме, не подвергаясь разрушению на отдельные частицы.

При контакте глинистых пород второй группы с водой не происходит внутрипакетного набухания. Вода всасывается по капиллярам и микротрещинам и адсорбируется на поверхности частиц, что приводит к некоторому увеличению объема образцов, ослаблению связей между частицами и раскалыванию их на относительно крупные кусочки, подвергающиеся дальнейшему диспергированию.

Влияние щелочности промывочных жидкостей. Исследования методом рентгеновской дифрактометрии показали, что с увеличением концентрации NaOH происходит значительное увеличение межплоскостного расстояния у монтмориллонитов. Результаты исследования зависимости набухаемости бентонитов от концентрации NaOH, показывают, что с увеличением щелочности промывочных жидкостей до значений pH = 12—12,5 степень набухания увеличивается. Одновременно увеличивается и давление набухания. При дальнейшем увеличении pH до 13—14 резко уменьшаются степень и давление набухания. В среде, содержащей 3—4% щелочи, степень набухания бентонита уменьшается почти в 5 раз по сравнению с набуханием в дистиллированной воде. Качественно подобный эффект достигается и при введении гидроокиси кальция, но в этом случае степень и давление набухания возрастают медленно до значений рН = 9,5—10, а затем наблюдается снижение степени и давления набухания. В среде, насыщенной Са(ОН)2, степень и давление набухания в 1,5—2 раза меньше, чем в дистиллированной воде.

Глинистые породы второй группы (рис. 80) размокают в щелочной среде медленнее, чем в воде, и с увеличением pH размокание замедляется. Процесс размокания идет медленнее в среде с гидроокисью щелочных металлов, по сравнению со щелочноземельными.

Влияние водорастворимых солей. С увеличением концентрации водорастворимых солей в промывочной жидкости происходит уменьшение степени набухания глин первой группы (рис. 81). Влияние катионного состава солей можно оценить следующим последовательным рядом сульфатов (степень набухания бентонита в среде с Na2SO4 принята за 100%):
Устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми породами

Анионный состав солей также оказывает влияние на набухание монтмориллонитов в соответствии со следующим рядом (степень набухания бентонита в среде с NaOH принята за 100%):

Некоторые из перечисленных катионов и анионов в составе соответствующих солей (CaCl2, CaSO4) применяются в качестве ингибиторов, Исходя из приведенных данных наибольшим ингибирующим эффектом обладают соли Ca, Al, Fe с анионами SO4, NO3 и PO4, но практическое распространение получили соли кальция.

Кроме уменьшения степени и давления набухания поливалентные катионы могут служить связывающим звеном между частицами монтмориллонита. Эта связь напоминает некоторые полимеризационные процессы и приводит к общему повышению связности глинистой породы. Кальций замещает одновалентные металлы в обменном комплексе глин и тем самым уменьшает е-потенциал и, следовательно, силы отталкивания между частицами глины.

В подавлении е-потенциала принимают участие также и анионы, которые вводятся в состав промывочных жидкостей вместе с кальцием.

Большое влияние на жесткость кристаллической решетки оказывает молекулярное соотношение SiO2:R2O3.

Чем меньше это соотношение, тем более жесткой становится кристаллическая решетка. При этом сильно уменьшается набухаемость глины. Исследования Ф.Д. Овчаренка показали, что при уменьшении молекулярного соотношения SiO2:R2O3 (в результате обработки бентонита серной или соляной кислотой) набухаемость естественных образцов кальциевых глин уменьшается в 7 раз, а натриевых — в 4 раза.

Таким образом, влияние растворенных в промывочной жидкости солей многовалентных металлов на устойчивость глинистых пород первой группы обусловлено следующим. Фильтрат промывочной жидкости проникает по трещинам в глинистую породу, которая при соприкосновении с водой обычно впитывает в себя влагу, увеличиваясь в объеме и диспергируясь. Однако присутствие в воде коагулянтов — растворенных солей поливалентных металлов — препятствует этому и замедляет процесс набухания.

Одновременно вследствие избытка поливалентных катионов в фильтрате промывочной жидкости происходит изменение состава обменного комплекса и хемосорбция поливалентных металлов глиной. Кристаллическая решетка глины становится более жесткой и одновременно укрепляются и развиваются связи между отдельными глинистыми минералами; происходит полимеризация глины. В результате указанных процессов значительно повышается прочность и, следовательно, устойчивость глинистых пород, слагающих стенки скважины. В определенных условиях создается возможность отказа от применения дорогостоящего и сложного глинистого раствора и замены его дешевой и простой промывочной жидкостью — водой, способствующей значительному ускорению буровых работ.

Влияние водорастворимых солей на устойчивость глинистых пород второй группы прямо противоположно их действию на монтмориллонитовые глины. Если стенки скважины сложены осыпающимися глинами, введение ингибиторов не способствует снижению кавернообразования. Скорость разрушения-размокания, как показано на рис. 80, возрастает с увеличением валентности катионов и несколько уменьшается в щелочной среде.

Влияние органических веществ. Рентгеноструктурные исследования продуктов взаимодействия глинистых минералов с различными химическими реагентами показали, что межплоскостные расстояния минералов не изменяются под влиянием этих органических соединений. Однако степень и давление набухания монтмориллонита в среде, содержащей реагенты с глобулярной формой макромолекул, значительно уменьшаются. Значительное снижение степени и давления набухания наблюдается также в растворах алкилсульфоната. На рис. 82 показано влияние различных органических веществ на степень набухания саригюхского бентонита. Из рис. 82 видно, что наибольшее снижение степени набухания достигается в растворах алкилсульфонатов и в растворах сунила. С увеличением концентрации УЩР, степень набухания вначале снижается, а затем начинает расти, что связано с увеличением pH, происходящим при введении УЩР.

Исследование влияния органических полимеров на скорость размокания глинистых пород второй группы (рис. 83) показало, что большинство из них резко замедляют скорость размокания. Скорость размокания замедляется с увеличением вязкости фильтратов промывочной жидкости. В щелочных растворах линейных полимеров размокание замедляется по сравнению с нещелочными.

Влияние электрохимических процессов. Исследования Н.И. Титкова и сотрудников по электрохимическому закреплению грунтов показали, что физико-химические процессы играют основную роль в устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами. Изменяя состав катионов, термодинамический и электрокинетический потенциалы можно существенно изменить способность глин к набуханию или потере связности и тем самым влиять на устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми породами.

Одним из факторов, влияющих на повышение устойчивости глинистых пород при обработке электрическим током, является замещение одновалентных катионов K+, Na+ двух- и трехвалентными катионами Ca2+, Mg2+, A3+, Fe3+. Замещение одновалентных катионов поливалентными приводит к повышению устойчивости глинистых пород и без воздействия электрического тока, но в значительно меньшей степени.

Влияние горного давления. По одной из теорий, причиной потери устойчивости глинистых пород является действие горного давления. По мнению А.А. Шамсиева, в соответствии с теорией горного давления, для того чтобы предупредить деформацию глинистых пород, слагающих стенки скважины, необходимо выполнить условие

где уп — средний объемный вес пород (уп = 2,3 гс/см3); е — коэффициент бокового давления, или коэффициент бокового распора.

В работе произвольно принято значение s для глинистых пород 0,75—0,8, для песков 0,35—0,41. По классификации П.М. Цимбаревича, даже плывуны имеют коэффициент бокового давления, равный 0,757, а для глинистых пород е имеет значение в пределах 0,164—0,383, для песков е = 0,526. Завышение коэффициента е повлекло за собой рекомендации о необходимости повышения удельного веса промывочной жидкости в качестве меры сохранения устойчивости глинистых пород.

Г.А. Стрелец и др., воспользовавшись теорией наибольших касательных напряжений и формулами В.В. Булатова, получили уравнение для определения удельного веса промывочной жидкости, обеспечивающей упругое состояние пород на стенках скважины

где k = 0,5 — 0,578 от от; о — предел текучести горной породы.

Если рассматривать условия, при которых может происходить гидравлический разрыв пластов, то согласно. Ю.П. Желтову выражение у = еуп является также условием, при котором происходит раскрытие естественных трещин под действием гидростатического давления промывочной жидкости. Если учесть также, что в скважине вместе с гидростатическим давлением действует и гидродинамическое, то удельный вес промывочной жидкости должен быть уменьшен до безопасного значения, исходя из условия

где угд — увеличение удельного веса, соответствующее гидродинамическому давлению в скважине.

Согласно исследованиям А.К. Мирзаджанзаде и др., гидродинамическое давление на забое скважины в момент пуска буровых насосов можно определить по формуле

где L — длина колонны бурильных труб; D — диаметр скважины; d — диаметр бурильных труб; 0 — статическое напряжение сдвига.

Из формулы (95) можно получить значение удельного веса эквивалентного величине Apгд. Разделив обе части на L, получим

В табл. 59 показана зависимость угд от CHC для наиболее распространенного соотношения между диаметрами долота (190 мм) и бурильных труб (140 мм).

Согласно исследованиям, более высокие значения угд до 0,21 гс/см3 возникают при спуске бурильной колонны без промывки и до 0,3 гс/см3 при спуске колонны с промывкой.

В зарубежной литературе почти не встречается исследований, подтверждающих необходимость повышения удельного веса промывочной жидкости для повышения устойчивости глинистых пород. В одной из последних работ Л. Рекорде считает, что идеальный удельный вес промывочной жидкости должен лишь на 0,036 гс/см3 превосходить удельный вес, соответствующий равенству гидростатического и пластового давлений.

В некоторых случаях при бурении скважин в набухающих глинах можно наблюдать улучшение условий бурения при утяжелении глинистого раствора. В.С. Баранов при бурении девяти экспериментальных скважин установил, что повышение удельного веса способствует уменьшению количества затяжек и прихватов только в тех случаях, когда в скважине образуются сальники и комки слипшейся породы. Повышение удельного веса способствует улучшению очистки скважины от массы таких слипшихся кусочков. Как установил В.С. Баранов, объемный вес слипшихся кусочков составляет 1,8 г/см3. Исходя из этого, он предложил для улучшения очистки ствола скважины в определенных условиях применять глинистый раствор с удельным весом 1,8—1,85 гс/см3. В настоящее время доступны более рациональные средства борьбы с загрязнением стволов бурящихся скважин и, в частности, увеличение количества промывочной жидкости. Исследования М. К. Сеид-Рза и др. показали, что между критерием Рейнольдса и числом прихватов существует определенная зависимость: с уменьшением числа Рейнольдса возрастает число прихватов и наоборот.

Производственные данные. Рассмотрим в качестве примера систему химической обработки глинистых растворов на площади Карадаг в 1964 г. При бурении интервала от 3000 до 4800—5000 м на этой площади применяли утяжеленные глинистые растворы с удельным весом 1,5—1,9 гс/см3, обработанные УЩР. Наиболее опасные осложнения на этой площади были приурочены к глубинам от 4000 м и ниже. В этих интервалах происходили опасные прихваты колонны, ликвидация которых затягивалась на длительный срок и приводила к потере колонны, а иногда и скважины. Основной причиной осложнений при бурении скважин на площади Карадаг являлось большое количество щелочи, вводимой с УЩР. Поэтому очевидно, что необходимо было отказаться от применения УЩР на данной площади.

Для изучения влияния щелочности промывочной жидкости на устойчивость глинистых пород, слагающих стенки скважины, автором совместно с А.М. Лазукиной в 1961 г. проведены промышленные эксперименты при бурении скважин на Битковской площади (район Надворной, Иван-Франковской области). Для экспериментов были выбраны скв. 514 и 517, расположенные рядом и имеющие одинаковый геологический разрез.

Конструкция скв. 517 и 514 примерно одинакова: до глубины 150—200 м был спущен 324-мм кондуктор, дальнейшее бурение велось долотами диаметром 269 и 295 мм. В разрезе скважин имеются отложения быстрицкой и воротыщенской серий, которые характеризуются склонностью к набуханию и осыпям. Кроме того, породы воротыщенской серии насыщены солью. При разбуривании воротыщенских отложений глинистый раствор обогащается KaCl, что вызывает повышение его водоотдачи и вязкости. В качестве понизителей вязкости глинистых растворов при бурении скважин на Битковской площади применяют крахмальный реагент, содержащий 6% крахмала и 1,5—2,0% каустической соды, КМЦ, кальцинированную соду и формалин как антиферментатор. Поводом для химической обработки обычно служит большая водоотдача глинистого раствора. Такая система химической обработки применялась и при бурении скв. 514.

Для исключения из программы химической обработки промывочных жидкостей введения щелочных реагентов при бурении скв. 517 не производилось никаких химических обработок глинистого раствора. Глинистый раствор приготавливался из палыгорскитового глинопорошка. Водоотдача раствора находилась в пределах 20—22 см3, а иногда поднималась до 27 см3. При бурении скв. 514 благодаря применению крахмала и КМЦ водоотдача глинистого раствора равнялась 8—12 см3.

Сравнение качества глинистых растворов на скв. 517 и 514 и анализ буровых рапортов и индикаторных диаграмм, а также беседы с буровыми мастерами показали, что в большинстве случаев проработки начинаются после химической обработки глинистого раствора крахмальным реагентом, содержащим большое количество щелочи. Обращает на себя внимание также чрезвычайно низкий pH, наблюдавшийся при анализе глинистых растворов по Битковской площади. В то же время можно заметить, что количество вводимых щелочей достаточно для того, чтобы обеспечить в глинистых растворах величину pH не ниже 12. Фактические данные показали, что после вскрытия отложений, склонных к обвалам, pH глинистых растворов находились в пределах 6—7. По-видимому, это явление связано с адсорбцией катионов Na+ глиной, в результате чего происходит диспергирование и обрушение глинистых пород в скважину.

Другим примером, подтверждающим значение щелочности глинистых растворов, является опыт совершенствования промывочных жидкостей на площади Западной Палванташ. На этой площади вначале применялись глинистые растворы с высокой щелочностью и большим удельным весом. Снижение удельного веса хотя бы на 0,1 против указанного в геолого-техническом наряде считалось серьезным нарушением технологии бурения. В этот период было ликвидировано значительное количество скважин из-за прихватов. В 1961—1962 гг. по инициативе Б.И. Быкова, С.Б. Саркисова, А.Н. Беляева и автора была проведена работа по снижению удельного веса и щелочности глинистых растворов на этой площади. В результате стали применять химически необработанные глинистые растворы, приготовленные из черкасских бентонитов. Удельный вес исходного глинистого раствора был равен 1,04—1,05 гс/см3, но в процессе бурения в результате обогащения выбуренной породой удельный вес повышался до 1,10—1,20 гс/см3. Химическая обработка не производилась. В 1962 и 1963 гг. при бурении эксплуатационных скважин на площади Западный Палванташ совершенно не применялся утяжелитель. В результате полностью прекратились прихваты колонны, повысились скорости бурения и снизились затраты на химическую обработку и утяжеление глинистых растворов.

Рассмотрим фактические данные по Ахтырской конторе бурения. Изменение максимальных удельных весов промывочных жидкостей при бурении скважин в майкопской свите на Ахтырско-Бугундырской, Северо-Ахтырской и Левкинской площадях по годам шло следующим образом (табл. 60). Повышение удельного веса промывочных жидкостей было вызвано надеждой найти средство предупредить прихваты. Однако при использовании утяжеленных глинистых растворов возникали трудности в регулировании их свойств. Возросли затраты времени на вспомогательные работы и ликвидацию осложнений, резко сократились скорости бурения скважин.

Утяжеленные глинистые растворы оказали вредное влияние на работу гидросистемы буровых установок, ремонт которых занимал 10% общего баланса времени. Значительное место в балансе времени составляли проработки стволов скважин (прорабатывались интервалы сужений в майкопских глинах) и промывки, в основном с целью выравнивания параметров утяжеленного глинистого раствора. Поэтому после увеличения удельного веса промывочной жидкости до 2,2 гс/см3, дальнейшее утяжеление раствора было прекращено, хотя количество прихватов не уменьшилось.

Анализ позволил установить, что при использовании УЩР для регулирования параметров глинистого раствора удавалось проходить сравнительно неглубокие скважины, в которых мощность отложений майкопской свиты не превышала 230 м. Попытки пробурить большие по мощности майкопские отложения кончались неудачами и приводили к ликвидации скважин (например, скв. 650, 360, 575, 535 и т. д.), бурение которых сопровождалось постоянными затяжками и прихватами. Из характеристики стволов типичных скважин, пробуренных в майкопских глинах с обработкой глинистого раствора УЩР, которая приведена на рис. 84, следует, что при химической обработке глинистого раствора УЩР в интервале майкопских глин происходит сужение стволов скважин, причем размеры сужений иногда достигают 80—100 мм. Причиной сужения стволов скважин в интервале майкопских глии, на наш взгляд, является введение в раствор щелочи (вместе с УЩР), которая способствует набуханию глин. Размеры сужений больше, как правило, в тех скважинах, которые бурились на более тяжелом глинистом растворе (рис. 85). Зависимость коэффициента устойчивости от удельного веса глинистого раствора для скважин с примерно одинаковой мощностью майкопских глин, показанная на рис. 85, свидетельствует о том, что увеличение удельного веса глинистого раствора при обработке УЩР ведет к большому сужению ствола скважин, т. е. к более частым затяжкам и прихватам бурильной колонны. Увеличиваются интервалы и время проработок ствола скважин. Причиной увеличения сужения скважин с ростом удельного веса глинистого раствора является, на наш взгляд, уменьшение скорости бурения при использовании утяжеленных растворов, а также повышение гидростатического давления на стенки скважин. Следует также отметить, что при прочих равных условиях ствол менее устойчив в тех скважинах, которые бурились долотами большего диаметра.

Эти факты убедительно показывают, что щелочь, вводимая в глинистый раствор вместе с химическими реагентами, поглощается породой, слагающей стенки скважины, или частично удаляется из циркуляционной системы вместе с выбуренной породой. В результате поглощения щелочи усиливается набухание глинистых пород, диспергирование и переход в циркулирующую жидкость выбуренной породы. Одновременно из-за понижения концентрации Na+, адсорбируемого породой, происходит ослабление действия химических реагентов, уменьшение растворимости этих реагентов и выпадение их в осадок, что приводит к еще большему загустеванию промывочной жидкости.

Указанные закономерности нарушаются при введении в промывочный раствор значительных количеств щелочи (1—4%). В этом случае (см. рис. 54) адсорбция катионов кальция глиной резко увеличивается, что приводит к повышению связности глин монтмориллонитового состава.

В 1965 г. в конторе бурения НПУ Абиннефть при бурении скв. 790 Ахтырско-Бугундырская и скв. 205 Кудако-Киевская для обработки глинистых растворов применяли сунил. Работники конторы бурения отметили, что при использовании супила параметры глинистого раствора восстанавливались гораздо быстрее, почти не наблюдалось затяжек бурильной колонны, а расходы супила не превышали расходов УЩР и БКИ.

На рис. 86 показаны кавернограммы скважин, пробуренных на Ахтырско-Бугундырской площади долотами уменьшенного диаметра. Сравнение кавернограмм показывает, что сунил (кавернограмма 4) способствует сохранению устойчивости ствола скважины в майкопских глинах в большей степени, чем известковые глинистые растворы. Коэффициент устойчивости стволов скв. 790 и 205, пробуренных с промывкой глинистым раствором, обработанным сунилом, близок к единице.

Экспериментальные исследования и анализ производственных данных позволяют рекомендовать следующие меры повышения устойчивости стенок скважин в интервалах глинистых пород.

Для набухающих глин:

1) введение в состав промывочных жидкостей органических веществ, гидрофобизирующих глинистые частицы (алкилсульфонат, сунил);

2) введение в состав промывочных жидкостей водорастворимых солей, содержащих катионы Cr3+, Fe3+, Al3+, Ca2+ и анионы PO3-, NO3-, SO4 и др.;

3) поддержание высокой щелочности промывочной жидкости (pH не ниже 13).

Для ненабухающих глин:

1) введение в состав промывочных жидкостей водорастворимых полимеров-понизителей водоотдачи;

2) поддержание щелочности промывочной жидкости (pH не ниже 9);

3) применение растворов на нефтяной основе.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна