| Насыщенный раствор | Активность |
| NaCl | 0,800 |
| Са(NO3)2 | 0,505 |
| К2СО3 | 0,430 |
| МgCl2×6Н2О | 0,330 |
| СаСl2 | 0,295 |
| ZnCl2 | 0,400 |
Сила гидратации глин приблизительно равна напряженности в матрице.
Осмотическое набухание возникает, когда минерализация пластовой воды выше, чем у бурового раствора.
Осмотическое набухание зависит от разницы минерализаций пластовой воды и бурового раствора и может привести к возникновению адсорбции или десорбции воды. Десорбция возникает, когда минерализация бурового раствора выше, чем у пластовой воды.
Адсорбция воды глинами обычно ведет к диспергированию и набуханию.
Диспергировавние - это процесс, когда глина распадается на мелкие кусочки и переходит в раствор, как твердая фаза.
Набухание происходит вследствие увеличения размера силикатных кристаллов, составляющих структуру глин. И если образовавшееся при этом давление набухания увеличивает гидростатическое сжатие вокруг ствола скважины выше предельного напряжения сдвига глины, то возникает нарушение ствола.
Основным в вопросе гидратации глин и глинистых сланцев является понимание того, что вследствие очень низкой проницаемости, скорость гидратации будет очень малой. Однако, при достаточно продолжительном периоде времени и в обычных условиях все глины гидратируются.
Если проблемы гидратации не возникают и глинистые сланцы начинают проявлять неустойчивость в процессе бурения и сразу же после него, то это может происходить вследствие: турбулентного режима, несбалансированного давления, естественной трещиноватости или всех этих факторов вместе взятых.
Имеются глины, чувствительные по времени, т. е. глины, которые можно бурить в течение нескольких суток без всяких осложнений. Затем по происшествии определенного периода времени, в течение которого происходит гидратация, глинистые сланцы начинают выпучиваться.
Таким образом проблема осыпания глин связана с адсорбцией воды из бурового раствора. Следовательно, изменяя тип или химический состав бурового раствора, можно решить проблему осыпания.
Существует несколько путей изменения свойств бурового раствора, которые позволяют успешно контролировать гидратацию глинистых сланцев.
Применение того или иного способа изменения свойств раствора зависит от конкретных условий и типа глинистого сланца.
Эти способы следующие:
1) Уменьшение поверхностной гидратации за счет замены катионов обменного комплекса глин;
2) преобразование глинистых минералов и устранение межплоскостной гидратации;
3) регулирование процессов осмотического влагопереноса путем поддержания более высокой концентрации электролитов в растворе, чем в проходимых породах;
4) модифицирование поверхности глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей трехвалентных металлов;
5) капсулирование глин полимерами;
6) добавка полимера с целью увеличения вязкости жидкой фазы бурового раствора и снижения вследствие этого степени гидратации;
7) добавка асфальтных материалов, которые изолируют и стабилизируют сильно трещиноватые глинистые сланцы.
Необходимо иметь в виду, что простое снижение водоотдачи при нормальных условиях и в условиях высоких давлений и температур, при котором вязкость фильтрата не увеличивается, будет почти бесполезным.
Чтобы произошла гидратация, требуется значительное время. Поэтому если есть возможность достаточно быстро пробурить и обсадить интервал ствола, не стоит беспокоиться о гидратации.
5. Наклонно- направленные и горизонтальные скважины
Все вышеназванные факторы приобретают большую критичность при больших углах искривления скважин. Залегающие под углом пласты осыпаются более интенсивно, чем горизонтальные.
Это происходит потому, что в процессе адсорбции воды глина расширяется в направлении перпендикулярном залеганию пластов.
6. Механические факторы ( удары бурильного инструмента )
7. Тектонические напряжения. Эти напряжения в глинистых сланцах неоднородны, но весьма направлены.
Мы видим результаты этого всякий раз, когда смотрим кавернограмму, которая указывает на то, что ствол овальный, а не круглый. В этом случае мало что можно сделать, кроме как признать, что это явление вызвано тектоническими напряжениями. Уменьшения этого осложнения можно в какой-то степени достигнуть путем увеличения плотности бурового раствора, однако практически и даже технологически не всегда бывает возможно в достаточной степени увеличить плотность раствора, чтобы решить эту проблему.
Существует много различных методов проведения испытаний, которые используются для демонстрации влияния растворов и реагентов на водочувствительные глины. Для этой цели используются методы, основанные на оценке величины набухания, диспергирования или скорости деформации глин при взаимодействии их с буровыми растворами, либо комплекса свойств, например, прочность и скорость набухания в растворе по отношению к этим же показателям в воде, прочность и диспергирование или набухание, так называемый индекс устойчивости сланцев.
Информативность многих из применяемых методов с точки зрения оценки влияния раствора на устойчивость стенок скважины, сложенных глинистыми породами, ограничена и не позволяет получить однозначного ответа.
Так, оценка диспергирующей способности более важна для характеристики способности раствора обогащаться выбуренной породой нежели обеспечивать устойчивость глинистых сланцев, поскольку она не характеризует способность раствора к осмотическому увлажнению пород.
Оценка величины набухания не позволяет сделать однозначных выводов о влиянии раствора на устойчивость, так как при этом не учитывается способность глин к разрушению. В растворе электролита глины практически не набухают, но теряют связность и разрушаются, в связи с чем растворы электролитов оказываются неудовлетворительными с точки зрения сохранения устойчивости стенок скважины.
Качественно правильно отражает поведение пород в скважине при контактировании с буровым раствором метод оценки их деформационных свойств при одноосном сжатии. Недостатком его, также как и всех методов, основанных на оценке комплекса свойств, является то, что во всех этих методах не учитывается временной фактор и результаты зависят от продолжительности эксперимента.
В качестве показателя для оценки влияния растворов на устойчивость глинистых пород лучше всего использовать скорость увлажнения, в частности, начальную скорость увлажнения ( П0).
где П0 - показатель увлажняющей способности ( начальная
скорость увлажнения), см/ч;
Vt - текущая скорость увлажнения, см/ч;
К - коэффициент коллоидальности глины;
t - время выдержки образца в растворе, ч
Р0, W0 - давление предварительного уплотнения, мПа, и
влажность, %, испытуемого образца;
Р, W - фактическое давление уплотнения, МПа, и
влажность, %
Методика экспериментального определения показателя П0 дается в Приложении.
Скорость увлажнения линейно зависит от температуры:
П0t=П0[1+a (t - t0)]
где П0t - начальная скорость увлажнения при забойной
температуре, см/ч;
П0 - начальная скорость увлажнения при температуре
испытания, см/ч;
t - забойная температура, 0С;
t0 - температура испытания, 0С;
а - коэффициент, учитывающий влияние температуры, 1/0С
Значение коэффициента “а” приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2.
| №№ пп | Тип и состав бурового раствора | Термостойкость раствора, 0С | Значение коэффициента, 1/0С |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Вода + бентонит | - | 0,080 |
| 2 | Соленасыщенный: бентонит, КМЦ-600, NaOH,NaCl | 120 | 0,060 |
| 3 | Минерализованный: бентонит, КМЦ-600, NaOH,NaCl | 120 | 0,044 |
| 4 | Полимерлигносульфонатный: бентонит, ФХЛС, NaОН, акрилат | 140 | 0,030 |
| 5 | Гуматно- кальциевый: бентонит, ПУЩР, СаСl2 | 125 | 0,030 |
| 6 | Недиспергирующий: бентонит, КМЦ-600, ГКЖ-10 | 120 | 0,030 |
| 7 | Гуматный: бентонит, ПУЩР | 120 | 0,028 |
Продолжение таблицы 4.2
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 8 | Известковый: бентонит, окзил, NaОН, КССБ-4, Са(ОН)2 | 140 | 0,028 |
| 9 | Гипсоизвестковый: бентонит, ФХЛС, гипс, КМЦ-600, NaОН, Са(ОН)2 | 120 | 0,028 |
| 10 | Полимерный недиспергирующий: бентонит, М-14 (метас) | 175 | 0,023 |
| 11 | Полисахаридный: бентонит, КМЦ-600, ТПФ | 120 | 0,020 |
| 12 | Лигносульфонатный: бентонит, окзил, NaОН, КССБ-4 | 125 | 0,020 |
| 13 | Хлоркальциевый: бентонит, КССБ-4, КМЦ-600, Са(ОН)2, СаСl2 | 135 | 0,020 |
| 14 | Хлоркалиевый: бентонит, КССБ-4, КМЦ-600, КОН, КСl | 150 | 0,020 |
Удобство использования этого показателя заключается в том, что он позволяет получать сопоставимые результаты вне зависимости от исходной влажности и времени выдержки образцов в среде раствора.
Показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса, процессы гидратации и диспергирования глинистых пород.
Время устойчивого состояния стенок скважины в глинистых сланцах определяется из полученного нами выражения:
, сутки
где Rс- радиус ствола скважины,м;
rр- плотность бурового раствора, г/см3;
rпор- градиент порового давления в эквиваленте
плотности раствора, г/см3;
П0 - показатель увлажняющей способности, м/ч;
a - угол залегания глинистых пород, 0
4.3. Проблемы и современные технологические требования
к растворам для предупреждения прихватов при бурении
в проницаемых пластах
Весьма распространенным осложнением, зачастую приводящим к прекращению углубления скважин, является прихват бурильной колонны в интервале проницаемых пластов из-за оставления ее без движения даже на непродолжительное время. Такие прихваты классифицируются как прихваты под действием перепада давления.
Возможны два пути предотвращения осложнений этого вида: во-первых, уменьшение перепада давления на проницаемые пласты с сохранением достаточной плотности раствора с целью предупреждения проявлений, что может быть достигнуто путем выбора рациональной конструкции скважины; Во-вторых, придание буровому раствору таких свойств, которые позволили бы вести нормальную работу при больших перепадах давления.
Для выбора рациональной конструкции скважин требуется детальное знание геологических условий их проводки на данной площади, что не всегда возможно, особенно при разведочном бурении.
Более оперативно и гибко можно управлять технологическим процессом путем регулирования свойств бурового раствора в нужном направлении.
В частности, влияние фильтрации раствора в забойных условиях на возникновение осложнений было подтверждено при бурении целого ряда скважин.
Оптимальное значение показателя фильтрация при высокой температуре в забойных условиях, исключающее возможность прихвата, зависит от величины репрессии на пласт.
Поэтому для предупреждения прихватов бурильной колонны при бурении в проницаемых пластах необходимо нормировать величину водоотдачи в условиях высоких температур и перепадов давления (Фвтвд), что возможно только при получении определенной зависимости между Фвтвд и значением репрессии на пласт.
Для получения указанной зависимости были обработаны результаты промысловых исследований, проведенных на месторождениях Западной Туркмении в целях изучения влияния водоотдачи в условиях высоких температур на возникновение затяжек и прихватов при различной репрессии (Dр) на пласты с проницаемостью К=5×10-13 - 15×10-13 м2 (рис.4).
Результаты обработки данных показали, что значение водоотдачи бурового раствора в условиях высоких температур, при котором исключается возможность возникновения прихватов под действием перепада давления, и значение репрессии на пласт связаны зависимостью:
,
где 80 - коэффициент пропорциональности, полученный методом наименьших квадратов при мере идентичности -0,995, остаточной дисперсии- 0,350.
Как видно, формула обладает высокой точностью при Dр = 212 МПа и позволяет определять наибольшее допустимое значение водоотдачи в условиях высоких температур. Это значение уменьшается с ростом репрессии.
Полученная зависимость позволяет более обоснованно нормировать показатели свойств раствора при бурении в проницаемых пластах на стадиях проектирования процесса промывки, а также управления этим процессом с учетом фактической репрессии на пласты.
 Рис. 4 Зависимость усилия прихвата от показателя
фильтрации раствора в забойных условиях
|
4.4. Газоводонефтепроявления (ГВНП )
Одним из распространенных видов осложнений при бурении скважин являются газоводонефтепроявления в виде поступлений пластовых флюидов на дневную поверхность или возникновения подземных межпластовых перетоков.
Неуправляемые перетоки пластовых флюидов ведут к безвозвратным потерям ценного топлива, пластовой энергии, нарушению нормального процесса разработки месторождений и загрязнению окружающей седы. Многолетняя практика проводки глубоких скважин в сложных геологических условиях показала, что почти все серьезные ГВНП могут быть предотвращены при своевременном проведении соответствующих профилактических мероприятий.
Изучение основных закономерностей возникновения, развития и ликвидации ГВНП показало, что природа и причины проявлений различны при бурении ( углублении) скважин и их креплении. В основном различны и мероприятия по их предотвращению и ликвидации.
В таблицах 4.3.1 и 4.3.2 систематизированы причины ГВНП при бурении и креплении скважин.
На основании анализа промыслового, экспериментального, теоретического материала, рассмотрения гипотез и точек зрения предложена классификация причин образования каналов в затрубном пространстве при цементировании и после него, а также проявления флюидов и их движения. При
рассмотрении перечисленных причин проявлений и перетоков исключались случаи нарушения технологии бурения и крепления скважин.
При составлении классификационной схемы рассмотренные факторы разделены на геологические, технические, технологические, физико- химические, механические.
Геологические факторы могут явиться причиной возникновения грифонов, однако для подхода флюида к месту геологического нарушения необходимы или каналы в затрубном пространстве, или течи в обсадной колонне. При отсутствии каналов в затрубном пространстве геологические нарушения не могут оказать заметного влияния на развитие перетоков из пласта в пласт.
Технические факторы могут явиться косвенной причиной формирования каналов в затрубном пространстве. Негерметичность обсадной колонны может способствовать проникновению газа в затрубное пространство. Однако при обеспечении контакта тампонажного раствора камня) с обсадной колонной и стенкой скважины при достаточной непроницаемости камня течи в колонне не могут быть причиной формирования канала в затрубном пространстве.
Технологические факторы определяются многими обстоятельствами и зависят от качества тампонажных смесей, уровня развития техники и технологии процесса цементирования и др. При расхаживании ( движении верх) обсадной колонны в движущемся цементном растворе возможно некоторое снижение давления на пласт, что может привести к проникновению газа ( или другого флюида) в раствор.
При движении колонны вниз возможен гидроразрыв пластов.
Как видно из таблицы 4.3.1 ГВНП так или иначе связаны с изменением давления на пласт. Так газ попавший в раствор со шламом или в результате диффузии и т. п. при подходе к устью скважины расширяется резко снижая вес столба жидкости и соответственно противодавление на газирующий пласт.
Механические факторы приводят к трещинообразованиям в тампонажном камне при механическом воздействии: удары бурильных труб, долота, выстрелы перфораторов ( особенно при залповых выстрелах при наличии незацементированных каверн) и др. Однако прямых данных о растрескивании цементного камня при вращении инструмента или спуска долот нет.
Предположение о возможности образования каналов в тампонажном камне в процессе гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти вполне допустимо, а значимость их определяется в более поздний период скважины. В этот период на развитие каналообразования оказывают влияние температурные изменения, зависящие от режима эксплуатации скважины и проведения в ней различных работ.
Таблица 4.3.1 Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении скважин
 |
Таблица 4.3.2 Классификация факторов, способствующих образованию каналов, несплошного камня и
движению флюидов в затрубном пространстве при цементировании скважин
Физико-химические факторы. Сложно выяснить природу и значимость этих факторов. Резюмируя мнения исследователей, можно привести следующие соображения, являющиеся попыткой объяснить продвижение флюида в затрубном пространстве зацементированной скважины.
1. Оставление промывочной жидкости в затрубном пространстве скважины ( в виде “языков” или глинистой корки), по которой вследствие диффузии газ поднимается вверх.
2. Возникновение в тампонажном растворе - камне каналов в результате наличия “избыточной” воды.
3. “Зависание” тампонажного раствора при его загустевании и твердении с понижением давления на пласты.
4. Образование вертикальных пристенных слоев воды или участков воды вследствие синерезиса промывочной жидкости.
5. Контракционные явления в тампонажном растворе и обезвреживание “языков” промывочной жидкости и глинистой корки в результате поглощения из них воды твердеющим тампонажным раствором - камнем.
6. Изменение равновесия системы при седиментации твердой фазы тампонажных растворов.
По предполагаемому месту возникновения каналов в затрубном пространстве все точки зрения можно разделить на две группы: 1) канал образуется только в тампонажном растворе или камне (на ранней стадии твердения); 2) каналы возникают в глинистой корке и невытесненной промывочной жидкости, находящихся в соприкосновении с тампонажным раствором и камнем.
При составлении классификации учитывалось, что одни факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к разным классифицирующим группам, другие могут считаться сомнительными, но они учитываются, так как некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют некоторую роль в развитии газопроявлений.
В НПО “Бурение” в настоящее время действует учебный комбинат, обучающий персонал буровых предприятий методом предупреждения ГВНП и ликвидации таковых. Учебная программа включает, как теоретический курс, так комплекс практических занятий по настоящей тематике. Прошедшие обучение получают сертификат Горгостехнадзора.
4.5. Поглощения бурового раствора
Поглощения бурового раствора при бурении скважин связано с вскрытием пористых или трещиноватых пластов. Поглощения могут быть вызваны технологическими причинами или геологическими условиями залегания горных пород. Геолого-литологические характеристики пород в различных регионах различаются весьма существенно, технология проводки скважин также далеко не однообразна, соответственно и характер и причины поглощений в разных районах не одинаковы.
Наибольшие трудности представляет проводка скважин в метаморфизированных кавернозных породах, например, в Урало-Поволжье или в Восточной Сибири. В южных регионах поглощения зачастую приурочены к проницаемым, дренированным зонам (особенно при использовании утяжеленных буровых растворов).
В любом случае поглощение легче предупредить, нежели ликвидировать, поскольку поглощающие пласты дренируются поглощенным флюидом, что прослабляет скелет горной породы, инициирует кавернообразование и увеличение площади дренажа и дальнейшую интенсификацию поглощения.
В качестве профилактики предполагается иметь минимально возможный удельный вес промывочной жидкости, низкие реологические и структурные характеристики для исключения избыточных гидродинамических давлений, соблюдать технологические режимы спуска бурильной и обсадной колонн, проводить обязательные промежуточные промывки, обеспечивать плавный пуск насосов, не допускать их избыточной производительности.
Снижение плотности обеспечивают либо переводом раствора на углеводородную основу, либо аэрированием промывочной жидкости или продувкой забоя воздухом. Однако следует помнить, что исключение поглощения при бурении, не гарантирует исключения такового при последующем тампонаже; успешная проводка ствола при продувке воздухом всегда несет риск потери его устойчивости и гарантирует осложнения при последующем креплении.
Ликвидация поглощений- операция весьма сложная, материалоемкая. В зависимости от интенсивности и характера поглощения требует различных методов тампонажа поглощающих горизонтов. Неправильная диагностика осложнения, медлительность при проведении операций по ликвидации, как правило, лишь усугубляет положение. Обычно, при незначительной трещиноватости пород их точной приуроченности к определенным глубинам удается систематизировать и с высокой вероятностью предупредить либо ликвидировать поглощение. Зачастую для этого достаточно закачать в поглощающий пласт “пачку” бурового раствора с высокими структурно -механическими характеристиками (СНС за 1 мин. >300 дПа) и низкой фильтрацией. При необходимости добавляются наполнители.
В зонах метаморфизированных, перемятых пород систематизация поглощающих горизонтов практически невозможна и неизменной остается пожалуй лишь одна закономерность: “чем длительнее процесс ликвидации поглощения, тем интенсивнее последнее”.
Для изоляции зон поглощения используют различные тампонирующие смеси:
- на основе буровых растворов;
- специальные составы;
- цементные составы.
Ниже приведены составы облегченных буровых растворах с твердыми, легкими наполнителями ( полыми микросферами- АСПМ), плотностью 0,65 г/см3 и физическими размерами от 10 до 300 мкм (основная фракция 120 мкм), предложенным и НПО “Бурение” для разбуривания Куюмбинской площади (Красноярский край).
Таблица 4.5.
Дата: 2019-02-02, просмотров: 316.
