CC BY
101УДК 622.24
А.А. Хуббатов, к.т.н., младший научный сотрудник; А.М. Гайдаров, техник; А.Д. Норов, инженер; М.М.-Р. Гайдаров, д.т.н., начальник лаборатории, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
К вопросу об устойчивости глинистых пород
Приведены сведения о потере устойчивости глинистых пород и пути их стабилизации. Мнения специалистов по данным вопросам расходятся. Предлагается выбор бурового раствора для стабилизации ствола скважины производить по характеру деформации и разрушения глинистых пород.
Ключевые слова: глинистые породы, устойчивость, набухание глин, буровой раствор, мульдовые скважины, аргиллиты, вывал глин, осыпание аргиллитов, ингибирование свойства, катионный буровой раствор, гидрофобный кольматант, четвертичные аммониевые соединения.
Бурение скважин в неустойчивых глинистых породах из-за специфических их свойств происходит с осложнениями, которые приводят к значительным материальным и временным затратам, превышающим проектные. Последствия возникающих осложнений в глинистых отложениях, связанные с потерей устойчивости ствола скважины, отрицательно влияют на качество цементирования, долговечность эксплуатируемой крепи и т.д. В связи с этим ведущие отечественные и зарубежные нефтегазодобывающие компании постоянно ведут научно-исследовательские работы по стабилизации глинистых пород с последующим использованием полученных результатов в промысловых условиях для повышения устойчивости ствола скважины.
Многие авторитетные специалисты сходятся во мнении, и это является общепризнанным, что при соответствии плотности раствора геолого-техническим условиям устойчивость стенок ствола скважины в глинистых отложениях определяется физико-химическим воздействием бурового раствора. Поэтому исследования специалистов в основном направлены на выбор состава и свойств рабочей жидкости для обеспечения устойчивости стенок ствола скважины в глинистых отложениях. В настоящее время существует огромное количество инструментальных
методов исследований и испытаний глинистых пород, по результатам которых осуществляют выбор той или иной рабочей жидкости (рис. 1) [1]. Большая часть этих исследований и испытаний производится на достаточно дорогом оборудовании с привлечением высококвалифицированного персонала. Кроме того, при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях некоторые нефтегазовые компании проводят обязательный комплекс исследований и испытаний образцов глинистых пород, включающих определение химического и минералогического состава, потери при прокаливании, влажности, плотности, обменной емкости. Большое внимание уделяется испытаниям образцов глинистых пород при взаимодействии с раствором на увлажнение и разупрочнение, набухание, диспергирование, капиллярную пропитку, осмос и т.д.
Многие методы исследования глин, такие как определение минералогического состава, потерь при прокаливании, влажности, плотности, обменной емкости и др., детально описаны в специализированной литературе [2, 3]. По мнению многих специалистов, для каждой площади и геолого-технических условий необходимо подбирать свой тип бурового раствора, обеспечивающий максимальную устойчивость ствола.
Согласно рекомендациям «Сибирской Сервисной Компании» («Справочник инженера по растворам»), для выбора оптимального состава и показателей раствора необходимо отобрать образцы неустойчивых глинистых пород и провести следующие исследования в лаборатории: анализ глинистых минералов при помощи рентгеновского дифрактометра, измерение катионо-обменной способности и выявление катионов, вступающих в реакции; построение изотерм адсорбции по методу Ченеверта; оценка диспергирующей способности.
Несмотря на современные подходы, проводимые исследования и испытания, проблема сохранения устойчивости глинистых пород не решена, а эффективность рекомендуемых растворов очень низка.
Видения решения задачи по стабилизации ствола скважины в неустойчивых глинистых отложениях многих отечественных исследователей расходятся и противоречивы.
Согласно В.С. Баранову [4], утяжеление бурового раствора не препятствует кавернообразованию в глинистых отложениях, а минимизация показателя фильтрации буровых растворов не обеспечивает сохранения устойчивости стенок скважин.
В.Д. Городнов [5] считает, что устойчивость ствола скважины в глинистых
DRILLING
Рис. 1. Схема выбора бурового раствора для сохранения устойчивости глинистых пород на основании результатов исследований и испытаний глинистых пород
отложениях сильно зависит от величины показателя фильтрации бурового раствора и увлажненности глинистой породы в естественных условиях залегания. Влажность является существенным фактором, влияющим на устойчивость глинистых пород. Глинистые породы с незначительной влажностью, как правило, теряют устойчивость в водной среде быстрее, чем их более влажные разности. Поскольку изменение основных прочностных свойств глинистой породы зависит от степени увлажнения, В.Д. Городнов делит их на три класса: силь-ноувлажненные (высокопластичные, текучие), увлажненные (пластичные) и слабоувлажненные (гидратационно-ак-тивные).
Согласно В.А. Приклонскому [6], для каждого типа глин характерна некоторая «критическая» влажность, по которой можно судить о его устойчивости: если влажность образца глины ниже критической, то он размокает, если же влажность выше критической, то образец практически не размокает. Величина критической влажности глин возрастает пропорционально росту их емкости обмена: у монтмориллонитовой глины величина критической влажности составляет около 50%, каолинитовой -около 25%.
Основной причиной неустойчивости глинистых пород ряд исследователей [7-9] считают совместное действие двух факторов: напряженное состояние горных пород на стенках скважин и физико-химическое воздействие фильтрата промывочных жидкостей. Н.М. Шерстнев [10] на основании анализа промыслового материала утверждает, что осыпи и обвалы происходят в глинистых отложениях, подвергнутых тектоническим нарушениям, с крутыми углами падения пластов и в условиях длительного воздействия бурового раствора. В.С. Войтенко [11] считает, что плотность бурового раствора следует регламентировать по величине порового давления в глинах.
О.К. Ангелопуло предлагает устанавливать нижний предел концентрации органического реагента для того или иного значения фильтратоотдачи, при котором проявление ингибирующего эффекта наиболее ощутимо [12].
A.И. Пеньков, изучая скорость впитывания глиной воды, показывает преимущества совместного применения акриловых полимеров и хлористого калия в составе бурового раствора [13]. Подобные технические решения показали свою эффективность на месторождениях Западной Сибири, но были неэффективны на месторождениях Прикаспийской впадины.
B.С. Новиков в своей монографии [14] утверждает, что применение ингибиро-ванных буровых растворов не решает проблему предотвращения осложнений в интервалах залегания глиноаргилли-товых пород. Так, повышение плотности раствора при минимальном значении показателя фильтрации не привело к замедлению процессов обвалообра-зования и уменьшению интенсивности осложнений, применение нефте-эмульсионного раствора не позволило предотвратить осложнения и прихваты, увеличение плотности раствора и снижение показателя фильтрации не предотвратило осложнений в процессе бурения. В исследованиях В.С. Новикова приводятся данные о том, что большинство применяемых в бурении реагентов ускоряют процесс разупрочнения глин и только в комбинации с другими реагентами способны замедлять этот процесс. Стабилизацию состояния ствола скважины обеспечивают комбинации полиакриламида и хлористого калия.
Известны работы М.Р. Мавлютова, Н.И. Крысина, где рекомендуются буровые растворы, содержащие хлористый калий и полиакриламид [15]. При бурении глинистых отложений в Пермской области примененные Н.И. Крысиным растворы показали высокую эффективность.
При строительстве скважин в глинистых породах ачимовских отложений Уренгойского ГКМ В.В. Ипполитов и др. установили [16], что при зенитных углах от 42-45 до 68-72 градусов процесс осыпания глин во времени становится прогрессирующим. Скорость деформационного разрушения стенок скважины в таких глинах в 2-3 раза выше по сравнению с другими глинистыми породами. Разрушение ствола скважины в несколько раз выше при использовании полимерных буровых растворов с содержанием твердой фазы до 5-7%, чем при применении глинистых растворов, содержащих 20-28% обломочной фракции выбуренных глинистых пород. При снижении плотности глинистого бурового раствора от 1190 до 1100 кг/м3 путем его разбавления скорость кавер-нообразования возрастает в 1,4-1,5 раза. При показателе фильтрации по-лимерглинистого бурового раствора, равной 6 см3/30 мин., скорость деформационного разрушения стенок скважины примерно в 20 раз выше, чем при показателе фильтрации 2 см3/30 мин. Попытка специалистов Ваго!^ DF
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 5 май 2014
23
БУРЕНИЕ
а) б) в)
Рис. 2. Устойчивость алевролитов в водной среде с естественными и искусственными структурными связями (алевролит отобран с интервала 3583,15-3583,25 м, скважина № 183, Ямбург)
пройти данные отложения на калиевом буровом растворе не привела к успеху. Непродуктивное время,затраченное на ликвидацию осложнений,связанных с неустойчивостью стенок скважины, составило 47% от общего времени всего процесса строительства. В то же время в большинстве районов Западной Сибири такой подход был бы в достаточной мере эффективен. В.В. Ипполитов для бурения в аргиллитах рекомендует использовать эмульсионный полимергли-нистый буровой раствор. Для предотвращения осложнений в глинистых отложениях Л.К. Мухин предлагает применять углеводородные растворы [17]. Однако, как показывает практический опыт, применение углеводородных растворов не всегда предотвращает осложнения в стволе скважины.
И.Г. Юсупов и другие специалисты ОАО «Татнефть» пытались применить теорию осмоса для объяснения неустойчивости глинистых горных пород на месторождениях Татарстана [18-20]. Влияние осмотических явлений на ка-вернообразования в глинистых отложениях исследовано С.М. Гамзатовым [21]. С.В. Васильченко, А.Г. Потапов и А.Н. Гноевых считают, что при определенных условиях возможны взрывоопасные нарушения в кристаллической решетке глинистых минералов из состава глинистых пород на стенках скважины вследствие скачкообразного изменения радиуса ионов железа (при переходе железа из 2- в 3-валентное состояние), что приводит к осложнениям в виде потери устойчивости стенок скважин [1]. Погружение отдельных образцов глинистой породы в деионизированную воду
показало, что некоторые образцы не набухали, а лишь распадались на части [22]. Данный факт позволил авторам работы утверждать, что вопрос о понимании физической характеристики глины, способной описать ее склонность к разрушению при контакте с жидкостью, стоит особо остро.
Разнообразие сложных геолого-технических условий образования и залегания глинистых пород [2] предполагает возможности различного подхода к стабилизации стенок ствола скважины в каждом конкретном случае. Однако эффективность этих подходов, выражающихся через применение новых ингибирующих буровых растворов, не выявила явного их преимущества перед существующими. Более того, нередко применение новой рекомендуемой жидкости приводило к ухудшению состояния стенок ствола скважины. Причиной низкой эффективности стабилизации глинистых пород на стенках скважины рекомендуемыми буровыми растворами на практике, по-видимому, являются ошибки, допускаемые специалистами при проведении как лабораторных исследований, так и промысловых испытаний. Ошибки, допускаемые при проведении лабораторных исследований,связаны в основном с попыткой упростить или ускорить эксперимент или с неучетом каких-либо свойств. Лабораторные исследования на предмет сохранения устойчивости глинистых пород проводятся преимущественно либо с чистыми глинами, либо с глинистыми породами, но в любом случае после разрыва естественных межструктурных связей, т.е. отобранные опытные образцы высушивают и
диспергируют до порошкообразного состояния. Определение устойчивости образцов, изготовленных указанным путем, является некорректным (рис. 2). Образцы с естественными и искусственными структурными связями в одинаковых испытуемых жидкостях демонстрируют совершенно различное поведение: образец с естественными связями сохраняет устойчивость в течение 30 суток в водной среде без каких-либо признаков разупрочнения (рис. 2в), а образец-таблетка, изготовленный прессованием (рис. 2а), в той же жидкости превращается в порошок через 5 мин. (рис. 2б). При таком подходе даже высокоустойчивые глинистые породы ошибочно могут быть приняты за потенциально неустойчивые. Исследования по набуханию глин проводятся также после их сушки и диспер-гации при всестороннем увлажнении, тогда как в условиях скважины породы на стенках скважины взаимодействуют с рабочим раствором только односторонне, а с трех сторон порода в приствольной зоне находится под влиянием вышележащих, нижележащих и боковых горных пород. Для наглядности на рисунке 3 приведены результаты всестороннего и одностороннего взаимодействия водного раствора с образцами монтмориллонитовой глины соответственно при всестороннем и одностороннем увеличении объема образца (набухания). Визуально отмечен факт, что скорость разрушения и набухания, а также величина набухания образца в стакане существенно превышает указанные показатели образца с ячейки. Некорректность таких исследований и является одной из причин низкой эф-
24
№ 5 май 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
SHANDONG KERUI PETROLEUM EQUIPMENT
Оборудование для высокоэффективной разработки и добычи месторождений нефти и газа
Буровая установка арктического
исполнения
Головной офис в Китае
Адрес: КНР, пров.Шаньдун, г.Дуньин, ул.Наньэрлу, 233 Тел:+86-546-8179682 8179683 Факс:+86-546-8179681
| Филиал в России
| Адрес: Россия, 119331 г.Москва, Пр.Вернадского,д.29, офис №609 I тел:+7 (495) 363-09-55,363-09-66 факс:+7(495)363-09-66
KERUI
БУРЕНИЕ
фективности рекомендованных рабочих растворов для стабилизации глинистых пород на стенках ствола при строительстве скважин.
Как в России, так и за рубежом делается упор на проведение исследований с набухающими глинистыми породами. Используя полученные результаты с глинами, многие специалисты пытаются решать проблему сохранения устойчивости сланцев, аргиллитов и алевролитов, которые не имеют ничего общего со связными пластичными глинистыми породами по прочностным и деформационным характеристикам. Известно, что высокоэффективные ингибирующие растворы в пластичных глинах малоэффективны или вообще неэффективны в рыхлых слабосцементированных песчаниках (или в несцементированных песках) и хрупких трещиноватых аргиллитах [23, 24]. В данном случае идеология «простого переноса» результатов является некорректной и на практике приводит к серьезным последствиям. Эффективность выбранных буровых растворов для стабилизации стенок скважин в неустойчивых глинистых породах можно оценить по результатам применения буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин в мульдовой зоне на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) в интервале бурения в надсоле-вых отложениях под 1-ю техническую колонну, которое сопровождается потерей устойчивости глинистых пород. Литологический разрез скважин надсо-левых отложений мульдовой зоны АГКМ с позиций выбора буровых растворов для сохранения устойчивости ствола целесообразнее разделить на два типа.
Надсолевые отложения АГКМ в мульдовой зоне представлены неогеновыми, палеогеновыми, меловыми, юрскими и триасовыми отложениями. Неогеновые отложения преимущественно представлены неустойчивыми увлажненными вязкими сальникообразующи-ми глинами с пропластками слабосцементированных песков и песчаников. Представленные породы отличаются рыхлостью. Палеогеновые отложения представлены преимущественно неустойчивыми набухающими глинами. В некоторых частях мульдовой зоны АГКМ отмечается отсутствие палеогена. Меловые, юрские и триасовые отложения также представлены неустойчивыми глинисто-аргиллитовыми породами в сочетании с песчаниками, мергелями, известковистыми глинами и т.д. В процессе бурения из-за высокой активности представленных глин происходит рост структурно-реологических показателей, увеличение показателя фильтрации и плотности раствора, в связи с чем практикуются периодические химические обработки раствора в виде разбавлений водными растворами реагентов. Это в сочетании с существующей очистной системой позволяет поддерживать технологические показатели раствора в пределах проектных значений. Поддержание технологических показателей раствора в пределах проектных значений приводит к большим наработкам объема раствора и перерасходу химических реагентов. Обычно объем наработанного избыточного раствора в надсолевом комплексе мульдовой зоны составляет 1500-2500 м3, впоследствии этот раствор утилизируется.
Первый тип литологического разреза, в верхних этажах, характеризуется относительно однородными пластичными глинистыми породами и отсутствием сыпучих песков. Обычно это скважины, которые бурятся в тех частях мульдовой зоны, где палеоген не представлен. Нижний этаж разреза представлен неустойчивыми трещиноватыми аргиллитами.
Второй тип литологического разреза, в верхних этажах, характеризуется переслаиванием пластичных глинистых пород с сыпучими песками в виде слоеного пирога. В скважинах второго типа палеоген представлен полностью. Нижний этаж разреза представлен неустойчивыми трещиноватыми аргиллитами. Строительство скважин, относящихся ко второму типу, значительно труднее из-за возникающих осложнений в виде потери устойчивости ствола скважины как в верхних, так и в нижних этажах, представленных неустойчивыми аргиллитами.
В процессе строительства скважин в надсолевом комплексе имеют место вывалы и осыпания пород, сальникообра-зования, сужения, кавернообразования, затяжки, посадки, проработки, недоход инструмента до забоя и т.д. Попытки использовать различные ингибирующие растворы на водной и углеводородной основах как отечественными, так и ведущими зарубежными компаниями не привели к положительному решению вопроса по стабилизации стенок скважин в мульдовой зоне АГКМ, хотя выбор этих буровых растворов осуществлялся на основании современных исследований и испытаний.
а) б)
Рис. 3. Поведение образцов монтмориллонитовой глины при одностороннем и всестороннем взаимодействии с жидкостью а) слева направо: образец-таблетка до испытания; образец-таблетка после испытания, помещенный в ячейку и выдержанный в водной среде; образец-таблетка после испытания, помещенный в стакан и выдержанный в водной среде; б) ячейка для образца-таблетки
26
№ 5 май 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Насосы ■ Арматура ■ Сервис
К5В
КБВ: Вы формулируете задачу. Мы предлагаем ноу-хау.
Проектирование и применение, подбор и оптимизация - задачи, которые должны решаться комплексно. Поэтому необходим партнер, понимающий не только требования вашего бизнеса, но и пожелания ваших заказчиков. КБВ всегда работает в тесном сотрудничестве с потребителями своей продукции, в результате появляется отличное насосное оборудование высокого качества и максимальной эффективности. Независимо от отрасли - в оборудовании для инженерных сетей здания, систем водоснабжения и водоотведе-ния, промышленности или энергетики - вместе мы всегда найдем идеальное решение.
Рис. 4. Устойчивость образцов глин в лигносульфонатно-полимерном растворе и в Катбурре
Образцы отобраны при бурении скважины № 1109 и выдержаны в течение 3 сут. в рабочих растворах со скважин № 1109 (слева) и № 939 (справа). Слева - шлам с сальника, справа - с вибросит
Забегая вперед, можно сказать, что для выбора состава, свойств и технологических показателей раствора для стабилизации стенок скважин необходимо принять за основу характер деформации и разрушения глинистых пород, поскольку он определяется строением, прочностью и свойствами структурных связей в породе. К сожалению, многие специалисты недооценивают или просто игнорируют влияние характера потери устойчивости при выборе состава и технологических показателей бурового раствора для стабилизации стенок скважин. Мы полагаем, что будет целесообразно классифицировать глинистые породы по характеру их разрушения.
Устойчивость глинистых пород определяется прочностью связей между элементами структуры. По характеру структурных связей глинистые породы делятся на скальные, полускальные и дисперсные. Для первых двух типов пород характерны жесткие химические структурные связи с фазовыми контактами (такие встречаются у сланцев). Дисперсные породы обладают физико-химическими, механическими, водно-коллоидными структурными связями с коагуляционными или переходными контактами [2]. Такие структурные связи встречаются у связных глинистых пород (глин). Состав, строение и прочность структурных связей определяют свойства и поведение глинистых пород в условиях скважины при внешних воздействиях. Глинистые породы по характеру деформации и разрушения соответствуют известным механическим моделям: скальные метаморфические
сланцы, полускальные осадочные аргиллиты и алевролиты соответствуют упруго-пластичной модели (хрупкий характер разрушения), а дисперсные связные осадочные глины и их разновидности соответствуют пластичной модели (пластичный или вязкопла-стичный характер разрушения). Глины способны всасывать и удерживать воду в связанном состоянии. Глины на стенках скважины при взаимодействии с буровым раствором еще больше пластифицируются, становятся мягче, текут, набухают, сужают ствол и вываливаются в скважину. Аргиллиты при взаимодействии с буровым раствором не пластифицируются, всегда остаются хрупкими, не набухают [25]. Аргиллиты теряют устойчивость и осыпаются из-за трещиноватости: фильтрат и/или раствор проникает в микротрещины и расклинивает (раздвигает) частицы породы, которые теряют имевшиеся контакты и осыпаются в ствол скважины. Разделение глинистых пород по характеру разрушения на пластичные глины и хрупкие сланцы (или аргиллиты) значительно упрощает и облегчает решение задачи по обеспечению устойчивости стенок скважины. Решение поставленной задачи достигается за счет выбора рабочей жидкости, соответственно, для стабилизации пластичных глин, для стабилизации хрупких сланцев, а также, с учетом всех их свойств, для стабилизации глин и сланцев.
стабилизация глин
Многие специалисты одной из основных причин неустойчивости глинистых пород считают проявление набухания глин на стенках скважины при взаимо-
действии с буровым раствором. При взаимодействии с водой или водными растворами некоторые глинистые породы проявляют способность к набуханию, которое сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания. Набухание глинистых пород на стенках скважины приводит к сужению ствола и вывалам (и/или обвалам) пород.
Для сохранения устойчивости ствола скважины в пластичных набухающих глинах необходимо уменьшить скорость и степень набухания. Известно, что замедлителями скорости набухания являются полимеры, а понизителями степени набухания - водорастворимые электролиты (ингибиторы набухания глин). Среди исследователей существуют противоречия. Например, В.Д. Городнов [5] полагает, что акриловые реагенты (гипан) вызывают рост величины набухания: глина значительно больше связывает жидкости (воду) набухания при контакте с водными растворами акрилатов, чем с водой. На основании полученных экспериментальных результатов автор [5] делает вывод, что акрилаты из серии гипана не создают условий для повышения устойчивости стенок скважины, представленных набухающими глинистыми породами. Другие исследователи считают, что акрилаты являются эффективными стабилизаторами устойчивости глинистых пород на стенках скважины [8, 13-15, 26]. Практические результаты свидетельствуют также, что акриловые реагенты среди известных полимеров являются наиболее эффективными для обеспе-
DRILLING
чения устойчивости стенок скважины в пластичных набухающих глинистых породах.
На основании анализа пробуренных скважин и полученных результатов лабораторных исследований мы считаем, что количество жидкости, всасываемой глиной, влияет на величину набухания: с увеличением количества всасываемой жидкости растет величина набухания глины, а устойчивость глин на стенках ствола скважины при этом может повышаться за счет скрепления частиц глин более сильными водородными связями. В водном растворе ги-пана величина набухания глин больше, чем в воде [5], т.е. при добавке в воду гипана происходит ухудшение инги-бирующих свойств системы. При этом известно, что глина дольше сохраняет устойчивость в водном растворе гипана, чем в воде, т.е. жидкость, повышающая величину набухания глин, одновременно обеспечивает и повышение устойчивости глин на стенках скважины. Реагенты, повышающие устойчивость глин на стенках скважины, приводят к частичному ухудшению ингибирующих свойств системы.
Приведем практический пример, подтверждающий сказанное. При применении высокоингибированного катион-ного бурового раствора на скважине № 939 под кондуктор и 1-ю техническую колонну возникли осложнения в виде потери устойчивости глинистых пород. Литологический разрез скважины № 939 относится к второму типу: верхние этажи характеризуются переслаиванием пластичных глинистых пород с сыпучими песками в виде слоеного пирога. Палеогеновые отложения представлены сальникообразующими пластичными глинистыми породами. Нижний этаж разреза представлен неустойчивыми трещиноватыми аргиллитами. Катионный буровой раствор (Катбурр) готовили из полимерного (крахмального) глинистого раствора, завезенного с близлежащей скважины, с добавкой катионного полимера, представляющего четвертичные аммониевые соединения (ЧАС) - до 7%, хлористого калия - до 3% и пеногасителя Т92. В процессе углубления скважины наработка объема раствора отсутствовала
из-за высоких ингибирующих свойств Катбурра, в связи с чем приходилось завозить раствор на пополнение из близлежащих буровых скважин. Завозимые на пополнение растворы разделялись в зависимости от совместимости с Катбурром на совместимые (полимерные с содержанием крахмала и ПАЦ) и несовместимые (лигносульфо-натные). При вводе лигносульфонат-ного раствора в Катбурр наблюдалось резкое загущение и повышение показателя фильтрации. Технологические показатели Катбурра в процессе бурения были стабильными,обработки по управлению свойствами рабочей жидкости не производились, за исключением пополнения объема раствора. Проведенные исследования поведения образцов глин при взаимодействии с рабочими жидкостями со скважин № 939 и № 1109 показали значительное превосходство ингибирующих и стабилизирующих свойств Катбурра над лигносульфонатно-полимерным раствором, используемым на скважине № 1109 (рис. 4). Относительное увеличение массы образцов глин при выдержке в лигносульфонатно-поли-мерном растворе со скважины № 1109 и
в Катбурре скважины № 939 составили соответственно Дт = 38,5%, Дт =
ср ср
6,5%. Тем не менее на скважине № 939 возникли осложнения, связанные с потерей устойчивости глинистых пород, что свидетельствует о более сложном геологическом разрезе скважины. Для стабилизации глинистых пород на стенках скважины было решено дообра-ботать Катбурр крахмалом марки КРК до 1-1,5%.
Исследование ингибирующих свойств Катбурра показали, что при вводе крахмала частично теряются ингибирующие свойства раствора, но взамен этого приобретается повышение устойчивости глинистых пород на стенках скважины за счет склеивающих свойств полимера и изменение структурно-реологических показателей раствора. Использование данной рекомендации на осложненной скважине привело к полному восстановлению устойчивости ствола скважины, но при этом пришлось частично пожертвовать ингибирующими свойствами Катбурра (рис. 5). Оценка ингибирующих свойств рабочей жидкости оценивалась по изменению массы образца-таблетки, выдержанной в испытуемом составе Катбурра в пересчете
Дт %
I
т
20 1 1
J 9 J> / / / / / Ч л* Ч # А $ / К* fc* / / л* f
Рис. 5. Влияние состава катионного бурового раствора на относительное увеличение массы глинистого образца (в %)
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 5 май 2014
29
Таблица. Вязкость водных растворов электролитов
Соль Вязкость (мПа*С) при концентрации соли, в масс.%
5 10 15 20 25 30 35 40
Соли, уменьшающие вязкость воды
CsCL 0,983 0,968 0,952 0,939 0,928 0,922 0,924 0,930
Ш 0,988 0,986 0,992 1,011 1,041 - - -
0,988 0,977 0,965 0,968 0,983 1,015 - -
мн4а 0,981 0,970 0,970 0,983 1,006 - - -
мн4мо3 0,972 0,954 0,945 0,948 0,963 0,992 1,036 1,098
Соли, увеличивающие вязкость воды
МаС1 1,081 1,188 1,339 1,555 1,879 - - -
МаМ03 1,027 1,076 1,150 1,255 1,399 1,599 1,870 2,238
Ма^04 1,202 1,499 1,945 2,631 - - - -
МдВг2 1,114 1,244 1,396 1,584 1,840 2,202 2,729 3,507
МдС12 1,235 1,559 2,041 2,818 4,160 6,655 - -
MgSO4 1,312 1,824 2,680 4,151 - - - -
СаС12 1,124 1,302 1,559 1,936 2,511 3,427 - -
на относительное увеличение массы образца в процентах. Относительное увеличение массы в процентах определялось по формуле:
Дш = (ш2-ш1).100%/ш1,
где ш2 - масса образца, выдержанного 7 сут. в испытуемой среде; ш1 - масса исходного образца. После корректировки состава Катбурра крахмалом обработки по разжижению раствора в процессе бурения участились. Тем не менее следует отметить факт отсутствия наработки объема раствора. Отсутствие наработки объема раствора объясняется тем, что объемы обработок на разжижение как раз соответствовали объему углубления скважины.
Таким образом, оптимальными для бурения интервалов набухающих пластичных глин являются высокоинги-бированные составы, обеспечивающие стабильно низкие структурно-реологические показатели, отсутствие наработки, номинальный диаметр ствола скважины, а при бурении интервалов набухающих глин с переслаиванием рыхлых слабосцементированных песков и песчаников - те же составы, дополнительно обработанные полимерами для изменения структурно-реологических показателей и повышения устойчивости.
СТАБИЛИЗАЦИЯ СЛАНЦЕВ
Наибольший характер осложнений, связанных с сохранением устойчивости стенок скважин, обусловлен осыпанием и обвалом хрупких глинистых пород. Основная ошибка, которая допускается отечественными и зарубежными специалистами при выборе бурового раствора для сохранения устойчивости стенок скважин, - использование полученных положительных результатов по глинам для сохранения устойчивости хрупких глинистых пород. Идеология сохранения устойчивости пластичных набухающих глин не может быть использована для сохранения устойчивости хрупких глинистых пород, которые при водона-сыщении не набухают и не пластифицируются, а способны растрескиваться и осыпаться [25].
На практике предупреждение осыпаний сланцев в основном пытаются решить увеличением плотности и ингибирую-щих свойств бурового раствора. Высокая плотность бурового раствора при бурении потенциально неустойчивых сланцев может внести как положительный, так и отрицательный вклад в сохранение устойчивости стенок скважин. Такой же двусмысленный результат можно получить за счет повышения ингибирующих свойств раствора. Рассмотрим это более детально. В качестве ингибиторов используют электролиты - хлориды натрия, калия, аммония,
магния, кальция и т.д. Некоторые из них оказывают упорядочивающее действие на молекулы воды, остальные - разрушающее. Соли, оказывающие упорядоченное действие на молекулы воды, структурируют их, при этом вязкость водной фазы возрастает. И наоборот, соли, оказывающие разрушающее действие на ассоциированные молекулы воды, деструктурируют систему, при этом вязкость водной фазы снижается (табл.).
Следовательно, скорость проникновения водных растворов солей аммония, калия и цезия по микротрещинам сланцев и их расклинивающее и разрушающее действие будет значительно выше, чем у водных растворов солей натрия, магния и кальция.
Положительный результат от применения магниевых растворов объясняется замедлением скорости проникновения по микротрещинам водной фазы, а также ее стабилизирующим воздействием в микротрещинах из-за высокой вязкости и структурированности молекул воды.
В неустойчивых сланцах всегда существует вероятность растрескивания и осыпания стенок скважин за счет расклинивающего эффекта трещин путем проникновения жидкости. Используя твердые, различного размера и характера (гидрофобные и гидрофильные), и гидрофобные жидкие кольматанты
DRILLING
разной молекулярной массы и строения, можно обеспечить кольматацию трещин требуемыми адгезионными и гидрофобными заполнителями. Поэтому для снижения расклинивающего эффекта трещин используют обычный пресный буровой раствор или раствор с солями, структурирующими молекулы воды, с содержанием твердых (гидрофобных и гидрофильных) и гидрофобных жидких кольматантов разной молекулярной массы и строения. Адгезионные и гидрофобные кольматанты создают блокирующий экран для дальнейшего проникновения жидкой водной фазы вглубь трещины и дополнительно связывают разобщенные по трещинам частицы породы силами адгезии. При этом уменьшается вероятность потери устойчивости.
С увеличением концентрации кольматантов - жидких и твердых,гидрофобных и гидрофильных - возрастает «эффект штукатурки» и сохраняется устойчивость ствола скважины в интервалах неустойчивых сланцев. Отметим также такой важный фактор для обеспечения устойчивости ствола скважины, как поддержание необхо-
димого режима бурения, что позволяет сохранить вертикальность ствола и исключить резкие искривления в глинистых породах. Высокие скорости раствора в затрубном пространстве при низких структурно-реологических показателях вызывают увеличение диаметра ствола при разбуривании рыхлых несцементированных(или сла-босцементированных) и осыпающихся сланцев за счет турбулентного эффекта при течении рабочей жидкости в затрубном пространстве. При этом для снижения турбулентного эффекта на стенки скважины возможно уменьшение подачи буровых насосов или, что более целесообразно, регулирование реологических свойств бурового раствора с целью повышения его несущей способности и перехода от турбулентного режима течения к ламинарному (структурному). Также необходимо учитывать вероятность отрицательного влияния пульсаций давления во время спуско-подъемных операций: скорость движения бурильной колонны должна поддерживаться на низком уровне. Таким образом, для бурения в неустойчивых трещиноватых сланцах
рекомендуется использовать пресные полимерные буровые растворы или растворы с солями,структурирующими молекулы воды, с высоким содержанием твердых и жидких адгезионных гидрофобных кольматантов. В этих случаях структурно-реологические показатели растворов необходимо поддерживать на максимально высоком допустимом уровне для сохранения устойчивости ствола скважины. При грамотном управлении свойствами и технологическими показателями таких растворов удается предотвратить или существенно сократить осложнения, связанные с потерей устойчивости сланцев, проработки, подклинки и т.д., что позволяет увеличить технико-экономические показатели бурения.
При строительстве скважин, литологи-ческий разрез которых представлен сочетанием пластичных и хрупких глинистых пород, необходимо использовать буровые растворы, обеспечивающие устойчивость как пластичных глин, так и хрупких сланцев: наиболее высокоэффективными для таких разрезов среди водных растворов являются системы с катионными полимерами.
Литература:
1. Васильченко С.В. Современные методы исследования проблемы неустойчивости глинистых пород при строительстве скважин / С.В. Васильченко, А.Г. Потапов, А.Н. Гноевых. - М.:ИРЦГазпром, 1998. - 83 с.
2. Грунтоведение / В.Т. Трофимов и др. - 6-е изд. - М.: МГУ, 2005. - 1024 с.
3. Дир З.У.А., Хауи Р.А., Зусман Д. Породообразующие минералы. - М.: Мир, 1966. - Т. 3. - 318 с.
4. Баранов В.С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 254 с.
5. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1984. - 229 с.
6. Приклонский В.А. Грунтоведение. - М.: Госгеолиздат, 1949. - Т. 1. - 400 с.
7. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.: Недра, 1985. - 509 с.
8. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972. - 392 с.
9. Ржевский В.В. Основы физики горных пород / В.В. Ржевский, Г.Я. Новиков. - М.: Недра, 1973. - 211 с.
10. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении / Н.М. Шерстнев, Я.М. Расизаде, С.Я. Ширинзаде. - М.: Недра, 1979. - 297 с.
11. Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. - М.: Недра, 1985. - 180 с.
12. Ангелопуло О.К. Буровые растворы для осложненных условий / О.К. Ангелопуло, В.М Подгорнов, В.Э. Аваков. - М.: Недра, 1988. - 135 с.
13. Пеньков А.И. Влияние полимеров на ингибирование глин // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 5.
14. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. - М.: Недра, 2000. - 270 с.
15. Применение безглинистых полимерсолевых растворов / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, А.М. Ишмухаметова и др. - Пермь, 1982. - 64 с.
16. Ипполитов В.В., Севодин Н.М., Усынин А.Ф. Обеспечение устойчивости глинистых пород при бурении наклонно-направленных скважин на месторождениях северной части Западной Сибири // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2000. - № 2. - С. 13-18.
17. Мухин Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов: Дис. на соиск. уч. степ. д-ра техн. наук. - М.: МИНХ и ГП, 1971. - 148 с.
18. Бичкурин Т.Н. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин / Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, Р.С. Габидуллин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. - С. 25-27.
19. Тахаутдинов Ш.Ф. Исследование по разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом / Ш.Ф. Тахаутдинов, Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 3. - С. 35-39.
20. Юсупов И.Г. Физико-геологические исследования явлений обвалообразования неустойчивых горных пород при бурении скважины и меры их предотвращения: Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М.: МИНХ им. Губкина, 1966.
21. Гамзатов С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразования // Бурение. - 1974. - № 8. - С. 16-18.
22. Forsans T.M., Schmitt L. Capillary forces: the neglected factor in shale instability studies? In EUROCK'94, Balkema, Rotterdam, (1994), 71.
23. Cheng Fa Lu A new technique for evaluation of shale stability in the presence of polymeric drilling fluid // SPE Production Engineering. - 1988. - Vol. 3. - № 3. - Р. 366-374.
БУРЕНИЕ
24. Kelly J. Drilling problems shale // Oil and Gaz Journal. - 1968. - № 23. - Р. 67-70, 94-112.
25. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород / Под ред. акад. Е.М. Сергеева. - М.: Недра, 1989. - 211 с.
26. Турапов М.К., Шарипов А.С. Опыт промышленного применения малоглинистых и безглинистых растворов на основе водорастворимого полимерного реагента К-4 // Некоторые вопросы строительства скважин в осложненных условиях Узбекистана. - Ташкент: ФАН, 1972. - Вып. 6. - С. 86-91.
UDC 622.24
A.A. Khubbatov, PhD in Engineering, Junior Scientific Researcher; A.M. Gaydarov, Technician; A.D. Norov, Engineer; М.М.-R. Gay-darov, Doctor of Engineering, Head of Laboratory, Gazprom VNIIGAZ LLC
On shale stability
Information on the loss of shale stability and their stabilization methods is provided. There is difference in the specialists' opinions as to these issues. It is proposed that the drilling mud for the borehole stabilization should be selected according to the nature of shale deformation and destruction.
Keywords: shale, stability, clay swelling, drilling mud, trough wells, argillites, clay inrush, argillite sloughing, property inhibiting, cati-onic drilling mud, hydrophobic colmatage agent, quaternary ammonium compounds.
1. Vasilchenko S.V. Sovremennye metody issledovaniya problemy neustoichivosti glinistykh porod pri stroitel'stve skvazhin (Modern methods of shale instability investigation during wells construction) / S.V. Vasilchenko, A.G. Potapov, A.N. Gnoyevykh. - Moscow: Gazprom Information and Advertising Center, 1998. - 83 p.
2. Gruntovedenie (Soil science) / V.T. Trofimov at al. - 6th edition. - Moscow: MSU, 2005. - 1024 p.
3. Dir Z.U.A., Haui R.A., Zusman D. Porodoobrazuyutshie mineraly (Rock-forming minerals). - Moscow: Mir, 1966. - V. 3. - 318 p.
4. Baranov V.S. Glinistye rastvory dlya bureniya skvazhin v oslozhnennykh usloviyakh (Drilling muds for wells drilling in trouble zones). - Moscow: Gostoptekhizdat, 1955. - 254 p.
5. Gorodnov V.D. Fiziko-khimicheskie metody preduprezhdeniya oslozhneniy v burenii (Physical and chemical methods for drilling troubles prevention). - Moscow: Nedra, 1984. - 229 p.
6. Priklonskiy V.A. Gruntovedenie (Soil science). - Moscow: Gosgeolizdat, 1949. - V. 1. - 400 p.
7. Gray J.R., Darli G.S. Sostav i svoistva burovykh agentov (promyvochnykh zhidkostei) (Composition and properties of drilling agents (fluids). -Moscow: Nedra, 1985. - 509 p.
8. Kister E.G. Khimicheskaya obrabotka burovykh rastvorov (Chemical treatment of drilling muds). - Moscow: Nedra, 1972. - 392 p.
9. Rzhevskiy V.V. Osnovy fiziki gornykh porod (Fundamentals of rock physics) / V.V. Rzhevskiy, G.Ya. Novikov - Moscow: Nedra, 1973. - 211 p.
10. Sherstnev N.M. Preduprezhdenie i likvidatsiya oslozhneeniy v burenii (Prevention and response to drilling troubles) / N.M. Sherstnev, Ya.M. Rasizade, S.Ya. Shirinzade. - Moscow: Nedra, 1979. - 297 p.
11. Voytenko V.S. Upravlenie gornym davleniem pri burenii skvazhin (Overburden load management during wells drilling). - Moscow: Nedra, 1985. - 180 p.
12. Angelopulo O.K. Burovye rastvory dlya oslozhnennykh usloviy (Drilling muds for trouble zones) / O.K. Angelopulo, V.M. Podgornov, V.E. Avakov.
- Moscow: Nedra, 1988. - 135 p.
13. Penkov A.I. Vliyanie polimerov na ingibirovanie glin (Polymers effects on clay inhibiting) // Oil Industry. - 1979. - No. 5.
14. Novikov V.S. Ustoichivost glinistykh porod pri burenii skvazhin (Shale stability during wells drilling). - Moscow: Nedra, 2000. - 270 p.
15. Primenenie bezglinistykh polimersolevykh rastvorov (Application of clay-free polymer brines) / N.I. Krysin, M.R. Mavlyutov, A.M. Ishmukhametova at al. - Perm, 1982. - 64 p.
16. Ippolitov V.V., Sevodin N.M., Usynin A.F. Obespechenie ustoichivosti glinistykh porod pri burenii naklonno-napravlennykh skvazhin na mestorozhdeniyakh severnoi chasti Zapadnoi Sibiri (Ensuring shale stability when drilling designer wells in the northern fields of West Siberia) // Bulletin of the Drilling Contractors Association. - 2000. - No. 2. - P. 13-18.
17. Mukhin L.K. Burovye rastvory na uglevodorodnoi osnove dlya bureniya v oslozhnennykh usloviyakh i vskrytiya produktivnykh plastov (Hydrocarbon-based drilling muds for drilling in trouble zones and producing formations completion): D.Sc. Thesis in Engineering - Moscow: Moscow Institute of Petrochemical and Gas Industry, 1971. - 148 p.
18. Bichkurin T.N. Issledovanie tekhniko-tekhnologicheskikh faktorov, opredelyayutshikh ustoichivost' kynovskikh argillitov pri burenii skvazhin (Research into the technical and technological factors defining stability of Kynovian argillites during wells drilling) / T.N. Bikchurin, I.G. Yusupov, R.S. Gabidullin at al. // Oil Industry. - 2000. - No. 12. - P. 25-27.
19. Takhautdinov Sh.F. Issledovanie po razrabotke tekhnologii vskrytiya kynovskogo gorizonta pod bol'shim zenitnym uglom (Research into development of the method for accessing the Kynovian level at high slope angle) / Sh.F. Takhautdinov, T.N. Bikchurin, I.G. Yusupov // Oil Industry. - 2003. - No. 3. - P. 35-39.
20. Yusupov I.G. Fiziko-geologicheskie issledovaniya yavleniy obvaloobrazovaniya neustoichivykh gornykh porod pri burenii skvazhiny i mery ikh predotvratsheniya (Physical and geological research into the caving of unstable rocks during wells drilling and methods for their prevention): Ph.D. thesis in Engineering Science - Moscow: Gubkin Moscow Institute of National Economy, 1966.
21. Gamzatov S.M. Vliyanie osmoticheskikh yavleniy na kavernoobrazovaniya (Osmotic effects of cavings formation) // Drilling. - 1974. - No. 8. - P. 16-18.
22. Forsans T.M., Schmitt L. Capillary forces: the neglected factor in shale instability studies? In EUROCK'94, Balkema, Rotterdam, (1994), 71.
23. Cheng Fa Lu A new technique for evaluation of shale stability in the presence of polymeric drilling fluid // SPE Production Engineering. - 1988.
- Vol. 3. - № 3. - P. 366-374.
24. Kelly J. Drilling problems shale // Oil and Gaz Journal. - 1968. - № 23. - P. 67-70, 94-112.
25. Osipov V.I., Sokolov V.N., Rumyantseva N.A. Mikrostruktura glinistykh porod (Microstructure of shales) / Edited by Academician Ye.M. Sergeyev.
- Moscow: Nedra, 1989. - 211 p.
26. Turapov M.K., Sharipov A.S. Opyt promyshlennogo primeneniya maloglinistykh i bezglinistykh rastvorov na osnove vodorastvorimogo polimernogo reagenta K-4 (Experience in the industrial application of low-clay and clay-free fluids based on K-4 water-soluble polymer reagent) // Some issues regarding wells construction in trouble zones of Uzbekistan. - Tashkent: FAN, 1972. - Issue 6. - P. 86-91.
32
№ 5 май 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
