Эффективность использования гидрофобных растворов при бурении скважин в неустойчивых глинистых породах

Аннотация: Рассматривается вопрос сохранения устойчивости ствола скважины при бурении в неустойчивых глинистых породах на примере глинисто-аргиллитовых отложений. Рассмотрено влияние плотности бурового раствора и введения в его состав гидрофобных кольматантов на процесс осыпания пород.

Как известно, при бурении в неустойчивых отложениях резко повышается количество осложнений, связанных с потерей устойчивости и осыпанием горных пород. В данной статье приводится обзор некоторых научных статей и выводы о возможности применения некоторых компонентов в составе буровых растворов, которые могут позволить сохранить устойчивость ствола скважины при бурении неустойчивых глинистых пород, в частности аргиллитов, склонных к растрескиванию и осыпанию.

Потеря устойчивости пород, например глинисто-аргиллитовых, обусловлена их трещиноватостью и склонностью к растрескиванию при вскрытии вследствие их хрупкости. Растрескивание усиливается при превышении горного давления со стороны глинисто-аргиллитовых пород над гидростатическим давлением, создаваемым буровым раствором. Давление со стороны глинисто-аргиллитовых пород обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород при вскрытии в стволе и вблизи скважины изменяется в значительной степени из- за разности давлений - горного и гидростатического, создаваемого рабочим раствором.

При выборе плотности рабочего раствора исходят из значения гидростатического давления, создаваемого раствором p&._v, которое должно быть выше, чем давление разрушения пород Рраз (давление, при котором происходит потеря устойчивости стенок), и не превышать значение давления гидравлического разрыва пластов p^, т.е.

Pраз<Pб.р< Pг.р.

При этом необходимо стремиться уравновесить гидростатическим давлением бурового раствора напряжения во вскрываемых породах. Низкая плотность бурового раствора может стать причиной возникновения микротрещин и осыпаний стенок скважин. С ростом напряженно - деформированного состояния глинисто-аргиллитовых пород не всегда удается выбрать раствор с оптимальной плотностью, что сопровождается обильными осыпаниями. На практике такие породы получили название «стреляющих» аргиллитов. Увеличение плотности рабочего раствора в некоторых случаях позволяет предотвратить осыпание стенок скважин за счет снижения растрескивания глинисто-аргиллитовых пород. Среди специалистов в области бурения существует мнение, что оптимальное значение плотности раствора при бурении глинисто-аргиллитовых пород должно предотвратить их растрескивание.

Разупрочнение трещиноватых уплотненных глинисто-аргиллитовых пород происходит за счет проникновения жидкости в микротрещины. В зависимости от геометрических размеров микротрещин, жидкость проникает в виде раствора или в виде фильтрата. Скорость и глубина проникновения жидкости в микротрещины определяется ее геометрическими размерами, технологическими свойствами раствора и глинистых пород. Снижение скорости и глубины проникновения жидкости в микротрещины можно обеспечить путем кольматации микротрещин гидрофобными материалами, благодаря которой достигается блокирование раствора и фильтрата в микротрещины [1].

Геометрические размеры микротрещин в уплотненных глинистых породах соизмеримы с размерами твердой фазы. Рабочий раствор и фильтрат проникают в микротрещины, создают расклинивающий эффект и приводят к осыпанию глинистых пород в ствол скважины. Проникновение фильтрата раствора происходит в те микротрещины, куда раствор не способен проникать из-за мелких геометрических размеров микротрещин и высоких реологических показателей раствора. Для снижения проникновения раствора и фильтрата по сети микротрещин необходимо обеспечить гидрофобную блокировку микротрещин [1].

Снижение проникновения (блокирование) раствора (или его фильтрата) в микротрещины глинистых пород достигается механической кольматацией микротрещин за счет использования буровых растворов, включающих составы гидрофобных кольматантов с содержанием твердых гидрофобных материалов: сажа, органофильный бентонит, карбонат кальция и магния, рисовая шелуха, окисленный битум, диспергированная резина, асбест и др.(рисунок 1).

При бурении глинисто-аргиллитовых пород имеют место осыпания и обвалы пород высокой интенсивности, потеря циркуляции, прихват инструмента, кавернообразования и т.д. [2].

Рисунок 1. Схематическое изображение реализации механической кольматации [1]

Используемые в настоящее время буровые растворы характеризуются хорошими ингибирующими свойствами (сохраняют устойчивость пластичных глин), однако они не способны в глинисто-аргиллитовых породах блокировать микротрещины путем их кольматации и создать гидрофобный экран. Для повышения кольматирующих свойств раствора ранее практиковали использование гидрофобной добавки - высокоокисленного битума в нефти или в дизельном топливе. Из-за сложности растворения битума в углеводородах эффективность добавки была низкой, к тому же это создавало экологические проблемы.

Последние попытки использовать растворы с гидрофобными кольматантами для предупреждения осыпаний глинисто-аргиллитовых пород были предприняты на скважине № 709 Астраханского ГКМ. В качестве гидрофобного кольматанта использовался частично омыленный талловый пек, однако из-за неудобств работы с данным реагентом он не нашел широкого применения, несмотря на положительные результаты применения [3].

Авторами [2] был разработан буровой раствор с содержанием гидрофобного кольматанта 15 %. В качестве гидрофобного кольматанта использовалось талловое масло (далее - ТМ). ТМ - это темноокрашенная жидкость с резким запахом, представляющая собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот; продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Используется как флотореагент, компонент смазочно-охлаждающих жидкостей, а также полуфабрикат для получения канифоли, органических кислот и других соединений. Также необходимо отметить, что ТМ в растворе играет роль смазочной добавки.

После завершения лабораторных и стендовых исследований упомянутого раствора было принято решение использовать его при строительстве скважины № 2062 Астраханского ГКМ под первую техническую колонну в интервале бурения 350-3600 м. При этом вторая половина указанного интервала содержит большое количество хрупких глинисто-аргиллитовых пород.

Так, например, при бурении интервала 1557-1565 м скважины № 2062 Астраханского ГКМ при очередном отрыве от забоя были зафиксированы затяжки до 8 тн, при этом на виброситах наблюдался повышенный вынос шлама. Все информативные признаки свидетельствовали о потереустойчивости ствола скважины в виде осыпания несцементированных трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород. Содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5 %. Если в пластичных глинах такое содержание ТМ позволяет стабилизировать ствол скважины, то в трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10-11 % в течение 2-3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород [2].

Для повышения эффективности механической кольматации микротрещин целесообразнее комбинированное использование твердых и жидких адгезионных гидрофобных материалов и увеличение их концентрации в составе раствора.

Таким образом, при возникновении осыпаний аргиллитов (характерный шлам на ситах в виде чешуек, пластинок) необходимо доводить содержание гидрофобного кольматанта до максимально возможного уровня. Это позволит сохранить устойчивость стенок скважины либо, если осложнение уже началось, остановить осыпание неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений.

Библиографический список

1. Выбор буровых растворов для стабилизации глинистых отложений при бурении нефтяных и газовых скважин / М.М.-Р. Гайдаров [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2012. - №3.

2. О применении ацетатно-калиевого спиртового бурового раствора на скважине № 2062 Астраханского ГКМ / А.А. Хуббатов, Д.В. Мирсаянов, А.Д. Норов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2012. - № 10. - С.35-40.

3. Эффективность применения новых ингибирующих реагентов на основе талового пека при бурении на Астраханском ГКМ / Е.В. Егорова [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2010. - №1.

Размещено на Allbest.ru