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

утяжеление бурового (глинистого) раствора. Выполняя это мероприятие, можно отодвинуть начало осложнений на длительное время, вплоть до спуска и цементирования обсадной колонны. Это мероприятие эффективно в том случае, когда разрез скважины представлен коллоидальными, сильно набухающими глинами, и малоэффективно при наличии глинистых сланцев или аргиллитов, так как в последнем случае возникает реальная возможность проявления микрогидроразры-вов.

При бурении скв. СГ-1 Аралсор был поставлен эксперимент, цель которого - установление роли плотности бурового раствора на устойчивость стенок скважины, сложенных на 80-90 % слабоувлажненными аргиллитами. В интервале 49685941 м (первый ствол) до глубины 5796 м применяли буровые растворы плотностью 1,22-1,24 г/см3. После начала осложнений, которые (по мнению авторов) были обусловлены высоким набуханием глинистых пород в фильтрате, содержащем гипан (по сравнению с набуханием в воде), начали производить утяжеление до плотности 1,50-1,53 г/см3. Повышение плотности не обеспечило устойчивости стенки скважины, и ствол был потерян при глубине 5941 м в результате внезапного обвала глинистых пород. При бурении второго ствола в этом интервале с глубины 5349 м применяли малосиликатный раствор (плотность бурового раствора поддерживали в пределах 1,22-1,30 г/см3). Осыпей и обвалов аргиллитов не наблюдалось. В процессе бурения в интервале 6001-6806 м плотность малосиликатного раствора поддерживали в пределах 1 ,22-1 ,29 г/см3. Осложнений ствола скважины, сложенного на 75-80 % малоувлажненными аргиллитами, не наблюдалось.

Устойчивость сланцевых глинистых пород в значительной мере зависит от наличия микротрещиноватости.

Все твердые тела обладают дефектами структуры (слабыми местами), распределенными таким образом, что участки твердого тела между ними имеют в среднем коллоидные размеры (порядка 10-6 см), т.е. один дефект встречается в среднем через 100 правильных межатомных (межмолекулярных) расстояний. Проникающий по этим дефектным местам или микротрещинам фильтрат бурового раствора в зависимости от химического состава вызовет тот или иной эффект понижения твердости со всеми вытекающими последствиями для устойчивости стенки скважины. При этом следует указать на ошибочность распространенного мнения о значительной роли смазывающей способности нефтепродуктов в потере ус-

тойчивости глинистых пород. Эти представления, основанные на аналогии трения металлических тел, нельзя переносить на глинистые породы. Малое значение смазывающего эффекта в этом случае обусловлено следующими факторами:

трудностью проникновения в массу глинистой породы молекул нефтепродуктов в результате их большого размера;

ничтожно малым расклинивающим давлением, оказываемым органическими неполярными жидкостями из-за малого сродства с глинистыми породами.

Снижение сцепления (увеличение смазывающего эффекта) глинистых пород может быть вызвано в большей мере водными растворами, обусловливающими наибольшее давление набухания и рост сольватных слоев на поверхности глинистых частиц. Роль горного давления в приствольной зоне скважины в этом случае весьма ограничена и проявляется лишь в период вскрытия глинистых отложений. При этом оно играет положительную роль как сила, препятствующая развитию набухания и сопровождающих его явлений.

Устойчивость стенок скважины в основном определяется значениями степени, скорости и давления набухания глинистых пород, структурно-адсорбционных деформаций, предельного напряжения сдвига систем глина - жидкость, а также геологическими и другими факторами.

Для сохранения размеров стволов скважины, сложенных слабоувлажненными глинистыми породами, близкими к номинальным размерам долот, наиболее целесообразно применение в качестве буровых растворов газообразных агентов с низкой влажностью, а также растворов на нефтяной основе или нефтеэмульсионных растворов второго рода.

Для обеспечения устойчивости глинистых пород при использовании буровых растворов на водной основе необходимо, чтобы в случае невысокой водоотдачи фильтрат ее обусловливал минимальные значения давления, степени и скорости набухания, структурно-адсорбционных деформаций и максимальные значения предельного напряжения сдвига и периода набухания. В определенной мере такими свойствами обладают известковые, гипсовые, высококальциевые, малосиликатные буровые растворы.

При вскрытии среднеувлажненных глинистых отложений с применением газообразных агентов устойчивость стенок скважины будет невысокой. В результате развития структурно-адсорбционных деформаций во времени прочность сцепления частиц глинистых пород уменьшится. Механические воздействия бурильного инструмента могут способствовать

осыпанию таких пород. При использовании растворов на нефтяной основе указанные процессы также будут протекать, но в меньшей мере, если отложения представлены коллоидными глинами, так как на них оказывает противодавление столб бурового раствора. Если же такие отложения представлены сланцевыми глинистыми породами, то устойчивость их будет значительно меньшей.

Для сохранения устойчивости стенок скважины, сложенных среднеувлажненными аргиллитами, целесообразнее применять буровые растворы, обладающие крепящим действием и имеющие невысокую водоотдачу. В результате диффузии добавки (Са804-2Н2О, CaCl2, водорастворимые силикаты и т.д.) или их ионы проникают в глинистые породы, увеличивая сцепления частиц и снижая значение структурно-адсорбционных деформаций.

Использование буровых растворов, не содержащих добавки, даже с низкой водоотдачей, как правило, не обеспечивает сохранение устойчивости таких глинистых отложений. Роль горного давления в устойчивости среднеувлажненных глинистых пород невелика.

Сильноувлажненные глинистые породе! находятся в состоянии набухания, значение которого зависит от пластовых условий (давление вышележащих горных пород, тектонических сил, температуры и др.). Отсутствие жестокого несущего фундамента обусловливает наличие аномальных давлений в этих отложениях, равных или близких по значению к горному давлению. При вскрытии этих отложений вследствие разности давлений в системе пласт - скважина создаются благоприятные условия для развития структурно-адсорбционных деформаций. Значение их в указанной системе зависит от разности давлений, условий залегания, гидрофильных свойств глин и других факторов. Часть из них будет способствовать вытеканию пастообразной массы в скважину. Развитию осложнений в значительной мере способствует горное давление (выдавливание вязкой массы глины в скважину). Если породы представлены высококоллоидальными глинами, может произойти не обвал, но пробкообразование.

Б. Миллс, описывая это явление, указывает, что сила движения глинистой массы часто бывает настолько велика, что совершенно не поддается контролю, гнет и ломает бурильные и обсадные трубы. При этом пробки часто поднимаются на высоту нескольких сотен метров.

Если глинистые породы разреза скважины представлены сильноувлажненными аргиллитами, пробкообразование не