Предупреждение аварий и роль буровых растворов в обеспечении безаварийной проводки скважин

Взаимодействие буровых растворов с горными породами

Потенциальной основой осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью ствола скважины, является наличие глинистых минералов как активной составляющей горных пород, обуславливающей их особые физико-химические и механические свойства (гидрофильность, пластичность, набухание и т.д.).

Существуют два вида глинистых горных пород: собственно глины и сланцевый глины (аргиллиты). Основное различие между глинами и сланцевыми глинами заключается в степени уплотнения и, таким образом, водосодержания. Сланцевые глины можно классифицировать по возрасту, водосодержанию, содержанию глины и типу или твердости сланцевой глины.

Разрушение глин имеет вид пластической деформации, тогда как сланцевая глина растрескивается или ломается.

Факторы, влияющие на неустойчивость глинистых сланцев следующие.

1. Гидравлика затрубного пространства.

При рассмотрении проблем устойчивости ствола скважины часто пропускают такой

важный фактор, как гидравлика затрубного пространства. Однако, этот фактор проще всего определить и можно легко контролировать. Главное, это определить наличие турбулентного режима течения в затрубном пространстве, затем отрегулировать подачу насосов или вязкость раствора (или оба параметра), чтобы получить ламинарное течение в затрубном пространстве.

2. Несбалансированное давление.

Когда в глинистых сланцах значительно превышает давление в стволе скважины,

глинистый сланей выдвигается в ствол, вызывая нарушение его устойчивости и увеличение диаметра. В случае глин это вызывает сужение ствола и связанные с этим осложнения.

Взаимосвязь здесь чисто физическая. Для решения этой проблемы необходимо изменение плотности бурового раствора с целью уравновешивания давления в стволе с пластовым давлением. Регулирование химических свойств раствора, которое не приводит к изменению давления в стволе скважины, не поможет в решении проблемы, связанной с давлением глин.

Обнаружение несбалансированных давлений – не всегда легкая задача. У многих несбалансированные давления ассоциируются только с выбросами или поглощениями. У сланцевых глин очень низкая проницаемость, поэтому их можно разбуривать при давлениях в стволе, значительно меньших, чем пластовых, и не иметь выброса. Прямым указанием на несбалансированность давлений при разбуривании глин или глинистых сланцев являются осложнения, связанные с неустойчивостью ствола, увеличение крутящего момента, затяжки и закупорка вибросит глиной.

3. Естественная трещиноватость.

Некоторые глины, находящиеся в зоне тектонических нарушений, имеют трещиноватость. У этих глин имеется естественная тенденция падать в ствол скважины, поскольку куски такой сланцевой глины прочно не связаны друг с другом.

Турбулентный режим течения раствора, несбалансированное давление и гидратация могут еще в большей степени ухудшить и без того неустойчивое естественное состояние.

Асфальтовые добавки могут заизолировать обнаженные поверхности глинистых сланцев.

При разбуривании напряженных глинистых сланцев необходимо:

- обеспечить ламинарный режим течения бурового раствора в необсаженном интервале ствола;

- иметь плотность раствора, достаточную для уравновешивания пластового давления;

- иметь буровой раствор с такой степенью ингибирования, какую только позволяют экономические соображения.

4. Гидратация глинистых сланцев при контакте с буровым раствором

В процессе образования осадочных пород глинистый разрез постепенно уплотняется под весом вышележащих пластов. При сжатии происходит потеря адсорбционной воды и воды из пор глин. Сила сжатия равна разности горного давления (Рг) и порового (Рп). Уже при давлении 17, 5МПа из полностью увлажненной глины удаляется 40% воды, а при давлении 21-28МПа удаляется 4 слоя воды из 8, необходимых для того, чтобы кристаллическая решетка глин оставалась в равновесном состоянии. В процессе уплотнения глины и отжатия воды, концентрация ионов в диффузном слое частиц увеличивается.

При вскрытии отложений сильно обезвоженных глин и снижением уплотняющих напряжений в приствольной зоне создаются условия для увлажнения глин как за счет поверхностной гидратации, так и осмотических сил, обусловленных разницей концентраций ионов, удерживаемых на поверхности глинистых частиц и содержащихся в буровом растворе.

Возникающие при этом гидратационные напряжения в глинистой породе могут быть определены по формуле:

 

Рг – внутреннее напряжение в породе при ее гидратации, Па;

R – универсальная газовая постоянная, дж/моль× ⁰К;

Т – температура, ⁰К;

V – порциальный массовый объем жидкости, м³;

Р – давление паров над сланцем, Па;

Отношение Р/Р₀ – активность воды в сланцах.

Активность воды в сланцах составляет 0, 56-0, 78, а активность в буровом растворе 0, 90-0, 99.

Наиболее сильно понижают активность воды соли кальция и магния (до 0, 295 и 0, 330 соответственно).

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 минерализация 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.

Диспергирование – 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, а 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.

Есть глины, чувствительные по времени, т.е. глины, которые можно бурить в течение нескольких суток без всяких осложнений. Затем по прошествии 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:

- уменьшение поверхностной гидратации за счет замены катионов обменного комплекса глин;

- преобразование глинистых минералов и устранение межплоскостной гидратации;

- регулирование процессов осмотического влагопереноса путем поддержания более высокой концентрации электролитов в растворе, чем в проходимых породах;

- модифицирование поверхности глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей трехвалентных металлов;

- капсулирование глин полимерами;

- добавка полимера с целью увеличения вязкости жидкой фазы бурового раствора и снижения вследствие этого степени гидратации;

- 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. Тектонические напряжения

Эти напряжения в глинистых сланцах неоднородны, но весьма направленны.

Если при рассмотрении кавернограмм выявляется овальность ствола скважины, то это явление объясняется тектоническими напряжениями. Уменьшения этого осложнения можно в какой-то степени достигнуть путем увеличения плотности бурового раствора, однако практически не всегда бывает возможным в достаточной степени увеличит плотность раствора, чтобы решить эту проблему.

Существует много методов проведения испытаний, которые используются для определения 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. Но, 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.

Весьма привлекательным представляется метод оценки влияния растворов на устойчивость глинистых пород путем определения начальной скорости увлажнения (П₀) глинистых образцов в среде исследуемых жидкостей (методика НПО «Бурение»). Данный метод позволяет в конечном счете выйти на время устойчивого состояния стенок скважины в глинистых сланцах.

П₀ – показатель увлажняющей способности (начальная скорость увлажнения) см/ч;

V_t - 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, %.

Скорость увлажнения линейно зависит от температуры:

П_0t – 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;

«а» – для полимерглинистых, лигносульфонатных, ингибированных Са²⁺ буровых растворов

находится в пределах 0, 02-0, 03, минерализованных по NaCl – 0, 044-0, 66, необработанных

(вода +бентонит) – 0, 08.

Время устойчивого состояния стенок скважины в глинистых сланцах определяется из выражения:

R_с – радиус ствола скважины, м;

r_р – плотность бурового раствора, г/см³;

r_пор – градиент порового давления в эквиваленте плотности раствора, г/см³;

П₀ – показатель увлажняющей способности, м/ч;

d – угол залегания глинистых пород, ⁰.

 

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. тАкже 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.

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 фильтрации 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, что возможно только при получении определенной зависимости между Ф_втвд и значением репрессии на пласт.

Изучение влияния водоотдачи в условиях высоких температур на возникновение затяжек и прихватов при различной репрессии (DР) на пласты иллюстрируют результаты промысловых исследований (проницаемость пластов К=5× 10^-13-15× 10^-13)

 

Fотр,

МПа

 

 

0, 6

 

0, 5

 

0, 4

 

0, 3

 

0, 2

 

0, 1

 

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 см³

показатель фильтрации при t=110⁰С и DР=7, 5МПа

 

 

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:

Ф_втвд= /DР, где - коэффициент пропорциональности.

Полученная зависимость позволяет более обоснованно нормировать показатели свойств раствора при бурении в проницаемых пластах на стадиях проектирования процесса промывки, а также управления этим процессов с учетом фактической репрессии на пласты.

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: