Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 [ 109 ] 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

процессе бурения скважины серьезных осложнений не наблюдалось, данные кавернограммы показали наличие номинального размера диаметра ствола скважины в отложениях коллектора и значительное увеличение диаметра в глинистых отложениях. Очевидно, что сохранение размера ствола скважины, близким к номинальному, при использовании даже неводных буровых растворов зависит от факторов, обусловливающих поведение глинистых пород.

Устойчивость стенок скважин, сложенных глинистхми породами, в значительной мере определяется показателями набухания (степенью, скоростью и периодом набухания), давлением набухания, значениями структурно-адсорбционных деформаций и предельного напряжения сдвига pm образующихся систем глина - жидкость и другими факторами. Судить об устойчивости различных глинистых пород только по значению их набухания в исследуемой среде, например в воде, недостаточно, так как более набухающая AV глинистая порода может оказаться (при благоприятных геологических условиях залегания) более устойчивой, чем слабо набухающая.

Влияние того или иного химического реагента или фильтрата обработанного бурового раствора на устойчивость глинистых пород может оцениваться, в первую очередь, по показателям набухания этой породы и величинам AV и pm в исследуемой системе по сравнению с этими показателями в дистиллированной воде, как эталонной жидкости. Чем меньше степень и скорость набухания, а также значение AV и больше период набухания и значение pm глинистой породы в водном растворе реагента по отношению к этим показателям в дистиллированной воде, тем более устойчива будет глинистая порода при контактировании с буровым раствором на водной основе, содержащим тот же реагент или те же реагенты той же концентрации.

Все буровые растворы на водной основе снижают прочность сухих глинистых пород, но ее значение может остаться выше, чем при действии воды.

На устойчивость глинистых пород сильно влияет значение водоотдачи буровых растворов, обусловливающее степень и глубину их увлажнения. Чем выше водоотдача, тем менее устойчивы глинистые породы при прочих равных условиях.

Горные породы, слагающие стенки скважин, испытывают напряженное состояние. В отличие от неглинистых горных пород, мало изменяющих прочность в случае контакта с водными растворами, в слабоувлажненных глинистых породах при их смачивании возникают дополнительные напряжения,

обусловленные набуханием, что способствует их разупрочнению. Следовательно, к одному из основных факторов, влияющих на устойчивость стенок скважин, следует отнести увлажненность глинистых пород. Поскольку в природе, а также в процессе проводки скважин в основном возможны три вида условий залегания глинистых пород (по физическому состоянию): малоувлажненные, среднеувлажненные и сильноув-лажненные, то в каждом случае должна быть своя особенность механизма каверно- и обвалообразования. В соответствии с этим рекомендации по борьбе с ними также, очевидно, должны быть различными.

Известно, что количество поглощаемой жидкости 1 г глины в отсутствии внутрипакетного набухания равно произведению толщины сольватного (гидратного) слоя 5 на значение удельной поверхности глины S. При одинаковой абсолютной влажности (общепринятый показатель влажности глин) и различной удельной поверхности глин толщина слоя жидкости на поверхности глинистых частиц и, следовательно, прочность их сцепления будут значительно отличаться. Поэтому для характеристики физического состояния глинистых пород целесообразнее принять показатель относительной влажности, равный отношению абсолютной влажности к коэффициенту набухания. Этот показатель может изменяться от 0 до 1. Показатель относительной влажности для слабоувлажненных глинистых пород (по В.Д. Городнову) следует принять равным 0-0,2; для среднеувлажненных 0,2-0,5 и для сильноувлажнен-ных 0,5-1,0.

При вскрытии слабоувлажненных глинистых отложений инертным по отношению к глинистым породам буровым раствором, например совершенно безводным раствором на нефтяной основе или же газообразным агентом, устойчивость стенок скважины будет сохранена в результате больших сил сцепления глинистых пород, что подтверждается отечественной и зарубежной практикой бурения. При использовании буровых растворов на водной основе происходит фильтрация жидкости в пласт. С течением времени в приствольной зоне скважины поры глинистых пород заполняются водным фильтром, давление которого становится близким к гидростатическому давлению столба бурового раствора, и перепад давления "приствольная зона - скважина" приближается к нулю, сохраняя свое значение только по мере удаления от этой зоны. С уменьшением перепада давлений создаются более благоприятные условия для набухания глинистых частиц.

Набухание сопровождается развитием давления на окружающие частицы, которые, естественно, могут при потере сцепления или уплотниться (если пористость достаточно велика), или переместиться в сторону наименьших сопротивлений, т.е. в скважину. Значение сцепления для набухших глин может характеризоваться предельным напряжением сдвига pm. Как движущая сила, вызываемая давлением набухания (расклинивающим давлением), так и значение перемещения глинистых пород зависят от значения перепада давлений, размера зоны с пониженным перепадом давлений, геологических условий (пористости, перемятости, трещиноватости, слоистости и др.), степени и скорости набухания, предельного напряжения сдвига pm и других факторов. Эти факторы обусловливают изменение стабильности стенок скважины (кавернообразование) или сужение ствола с последующим обрушением. В сланцевых глинистых породах набухание происходит по плоскостям спайности и сланцеватости в отличие от однородных глин, набухание которых протекает во всем объеме массы частиц.

В процессе литогенеза сланцевых глинистых пород под действием массы вышележащих пород частицы приобретают параллельную ориентацию с наличием поверхностей скольжения между агрегатами или сильноуплотненными пластинами.

Электронно-микроскопические исследования глинистых частиц, взятых с поверхностей скольжения ориентированной массы, показывают их высокую дисперсность. Образование этого слоя вызвано деформационным смещением пластинок глинистых пород в связи с поступлением воды с взвешенными в ней коллоидными частицами. Оседая на площадках максимальных касательных напряжений с ориентацией их в направлении приложения силы, коллоидные частицы образуют слой, состоящий из плотноупакованных высокодисперсных частиц (иногда такой слой называют "ультраглина"). Эта прослойка между пластинами сланцевых глинистых пород в условиях гидратации, набухая и диспергируясь, выполняет роль "смазки", ослабляя связь и создавая площадки скольжения.

Увеличение плотности бурового раствора - мероприятие, рекомендуемое большинством авторов для борьбы с каверно-и обвалообразованиями, которое может изменить лишь время начала осложнения ствола скважины в результате создания большего перепада давлений.

Для сохранения устойчивости стенок скважины В.С. Баранов предложил производить постепенное многоступенчатое