Основными методами сохранения устойчивости стенок скважины являются:
- правильный выбор типа и состава бурового раствора, который должен быть химически нейтральным к разбуриваемымпородам;
- оперативное регулирование и управление свойствами буровыхрастворов;
- применение специальных способов упрочнения стенок скважины прибурении.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции осложнения, связанные с неустойчивостью стенок скважины, возникают в основном при бурении в четвертич-
ных, триасовых и юрских отложениях, представленных глинистыми породами и в нижне-каменноугольных и верхнедевонских отложениях, представленных мергелями.
4.5.1. Основные принципы выбора типа и параметров буровогораствора
Состав и свойства бурового раствора выбираются на основе анализа геологиче- ских условий бурения, в частности, литологического строения разреза, физико- механических свойств горных пород.
Перед выбором состава (рецептуры) бурового раствора необходимо разрез проек- тируемой скважины разделить на интервалы, различающиеся по литологическому составу горных пород, ожидаемым осложнениям и температурным условиям, требующим опреде- лённого различия в химической обработке и характеристике буровых растворов в каждом интервале. Для обоснования можно использовать обобщённые данные по отдельным группам пород. Согласно исследованиям, проведённым в институте «ВНИИКРнефть», ос- новные горные породы осадочного комплекса можно разделить на 8 групп, отличающихся по физико-химическим и физико-механическим свойствам.
1 группа – песчаники, доломиты, известняки, характеризующиеся устойчиво- стью в процессе бурения. Они не изменяют своих физико-химических свойств под воздействием фильтрата буровых растворов и не оказывают существенного влияния на качество циркуляционных агентов, поэтому для промывки в этих интервалах (ис- ключение составляют коллекторы нефти и газа) не требуется специальных систем и дорогостоящих материалов и химическихреагентов.
2 группа – песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов, характеризующиеся неустойчивостью вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов. Разбуривание их может сопровождаться осыпями, обвалами, прихватами бурильного инструмента. В этих условиях предъяв- ляются повышенные требования к качеству бурового раствора, в частности, фильтра- ционнымхарактеристикам.
3 группа – глины. Пластичные глины легко набухают при контактировании с растворами на водной основе. Глинистый шлам диспергирует в среде бурового рас- твора, образуя устойчивые коллоидные системы. Бурение мощных глинистых отло- жений, как правило, сопровождается длительными проработками, промывками, интенсивным загущением бурового раствора. Поэтому промывочная жидкость долж- на обладать ингибирующими свойствами. В некоторых случаях неустойчивое состоя- ние глинистых пород связано с их пластичным поведением. Для предупреждения вытекания необходимо увеличивать плотность и уменьшать фильтрационные харак- теристики буровогораствора.
4 группа – аргиллиты, алевролиты, мергель, известняки глинистые, характери- зующиеся неустойчивостью, склонностью к осыпям и обвалам. Особенностью этих отложений является плитчатое строение, в некоторых случаях – развитая трещинова- тость. Буровые растворы должны обладать достаточной плотностью, ингибирующими и кольматирующими свойствами, минимальной водоотдачей и повышенной вязко- стью для предупреждения эрозионного разрушения стенокскважины.
5 группа – каменная соль. В пресном буровом растворе соль растворяется, вы- зывая коагуляцию раствора и кавернообразование. В зависимости от глубины залега- ния проявляются пластичные свойства соли, что вызывает необходимость увеличения плотности промывочной жидкости. В таких разрезах рекомендуется использовать со- ленасыщенные растворы и растворы на углеводороднойоснове.
6 группа – каменная соль с пропластками бишофита или других солей. Харак- теризуется различной растворимостью в буровых растворах на водной основе, спо- собностью к пластичному течению, вызывает коагуляцию бурового раствора, является причиной прихватов бурильного инструмента и обсадных колонн. Рекомен- дуется использовать растворы с конденсированной или органической структурообра- зующей фазой или на углеводороднойоснове.
7 группа – каменная соль с пропластками терригенных пород. Бурение ослож- няется неустойчивостью терригенного комплекса. Рекомендуется дополнительно об- рабатывать буровой раствор ингибирующимиреагентами.
8 группа – каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород. Для предупреждения нарушения устойчивости терригенных пород рекомендуется приме- нять растворы с конденсированной или органической фазой, которые дополнительно содержат калийные соли или кольматирующиедобавки.
Некоторые осложнения могут быть предупреждены или уменьшены путём регу- лирования плотности бурового раствора (флюидопроявления, поглощения промывочной жидкости, выпучивание пластичных пород в ствол скважины). Принципиальное внима- ние при выборе раствора должно быть уделено осложнениям, причиной которых являет- ся физико-химическое взаимодействие с фильтратом бурового раствора (растворение, набухание и т. п.), а также вскрытию продуктивных пластов.
Наибольшей активностью по отношению к водным растворам обладают глини- стые породы и хемогенные отложения.
При вскрытии мощных отложений глинистых пород различной степени лити- фикации необходимо тщательно обосновать состав бурового раствора и его свойства, классифицируя по показателю устойчивости (табл. 4.2) [8]:
a =r гм, (4.9)
r н
где ρгм – плотность глины в условиях массива,кг/м3;
ρн – нормальная плотность глины на данной глубине залегания, кг/м3.
Чем меньше показатель устойчивости, тем сильнее разуплотнение глин и ка- вернообразование, причиной чего является высокое поровое давление.
Таблица 4.2 – Классификация горных пород по степени устойчивости
| Класс или категория устойчивости | Значение показателя устойчивости | Поведение пород при бурении |
| 1-0,950 | Практически устойчивы | |
| 0,949-0,900 | Подвержены незначительным осыпям, процесс бурения не нарушается | |
| 0,899-0,850 | Заметные осыпи, требующие периодических проработок ствола скважины | |
| 0,849-0,800 | Значительные осыпи, приводящие к посадкам и затяжкам при движении колонны бурильных труб и повышению давления при промывках ствола скважины | |
| 0,799 и менее | Сильные осыпи, требующие систематических проработок интервалов залегания глин, возможна частичная потеря ствола скважины |
Общие рекомендации по выбору типа бурового раствора для разбуривания горных пород представлены в таблице 4.3 [15].
Таблица 4.3 – Выбор типа бурового раствора
| Категория устойчивости | Тип бурового раствора |
| Пресный буровой раствор, техническая вода, естественная шламовая суспензия, полимерный малоглинистый раствор. | |
| Стабилизированный пресный буровой раствор, лигносульфатный, полимерный малоглинистыйраствор. | |
| Известковый, нефтеэмульсионный, силикатный, каонитовый, лигносульфа- натный, естественно-минерализованный, минерализованный полимерный раствор. | |
| Хлоркалиевый, хлоркальциевый, хлорнатриевый, нефтеэмульсионный, силикатный, соленасыщенный, алюминатный, малоглинистый,гипсовый. | |
| Хлоркалиевый, хлоркальциевый, хлорнатриевый, соленасыщенный, алюминатный, малоглинистый (полимерный), ИБР, ВИЭР. |
Так как разрез скважины представлен породами различного минералогического и химического состава, то, естественно, что в одних и тех же условиях действие про- мывочной жидкости будет неодинаково. Поступление промывочной жидкости (воды или фильтрата) в горную породу создаёт условия, нарушающие молекулярно- кинетическое равновесие на границе жидкость – твёрдое тело, изменяется обменный комплекс среды, вследствие чего проявляются новые формы взаимодействия жидко- сти с минералом и цементирующим материалом, иногда приводящие к предельному ослаблению связей и разрушению породы.
Как правило, вне зависимости от типа глинистых пород основными мероприя- тиями по предупреждению нарушения устойчивости являются предотвращение сма- чивания водой и регулирование плотности. В последнее десятилетие большое внимание уделено минеральному составу фильтрата буровых растворов как способу уравнивания химических потенциалов. Для этой цели может использоваться хлорид калия (по результатам испытаний [28] наблюдается максимальная стабильность при минимальной плотности бурового раствора); хлорид натрия (как самая дешёвая соль, но при этом обеспечивается минимальная стабильность); хлорид кальция (высокая плотность бурового раствора при отсутствии твёрдой фазы и возможность кольмата- ции и повышения коэффициента трения между обломками); диаммонийфосфат (NH4)2HPO4 (отмечено наименьшее повреждение глинистых сланцев).
Наиболее часто для предупреждения разрушения глинистых пород различной степени литификации используют ингибирующие системы. Ингибирующие буровые растворы относятся к сложным многокомпонентным системам, включающим кроме глинистого компонента и ингибитора органические стабилизаторы для регулирования фильтрационных показателей и контролирования реологических свойств, реагентов для обеспечения необходимых значений водородного показателя, смазочные матери- алы, а также профилактические добавки и при необходимости утяжелители. Одним из наиболее современных ингибирующих растворов является безглинистый раствор, в составе которого присутствует биополимер (в качестве гелеообразователя) и компо- зиция из хлорида калия и полигликоля, обеспечивающая необходимый уровень инги- бирования, в том числе, в сланцевых глинистых породах.
Для предупреждения гидратации глинистых пород и растворения солевых от- ложений возможно использование растворов на основе жидких углеводородов, в частности эмульсионные системы. Обратные эмульсии или гидрофобно- эмульсионные буровые растворы (ГЭР), или инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) представляют собой систему из двух несмешивающихся жидкостей, в которой в каче- стве непрерывной фазы (дисперсионной среды) используются жидкие углеводороды (дизельное топливо, минеральные масла, специальные синтетические биоразлагаемые углеводородные жидкости), а основной дисперсной фазой является минерализованная (хлоридами кальция, натрия, калия) вода. В ГЭР дисперсная фаза может быть комби- нированной, то есть жидкая и твёрдая. Причём, твёрдая фаза должна обладать гидро- фобными свойствами, то есть, как и в безводных суспензиях, это: окисленный битум, асфальты, органофильная глина и алкиламмонийгуматы.
Для снижения физико-химического взаимодействия солей с водной фазой бу- ровых растворов используют минерализованные растворы с диспергированной (соле- насыщенные по хлориду натрия стабилизированные глинистые суспензии) и конденсированной (гидрогели, солегели и гидросолегели) твёрдой фазой.
Для бурения в интервалах ММП в качестве бурового раствора следует исполь- зовать высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твёрдой фазы, продувку забоя воздухом или пенами (запрещается ис- пользовать воду) [59].
Для приготовления буровых промывочных жидкостей и регулирования их тех- нологических свойств используется значительное количество материалов (структуро- образующих и коркообразующих, утяжеляющих, кольматирующих) и химических реагентов. Перед вскрытием пластов, содержащих сероводород, необходимо преду- смотреть обработку нейтрализатором сероводорода.
Дж. Грей и Г. Дарли [28] считают, что при выборе типа и параметров бурового раствора необходимо руководствоваться следующими положениями:
1. Сильнонабухающие глины можно стабилизировать, используя инвертные буровые растворы. Исходя из экономических соображений, на небольших глубинах можно допустить незначительное нарушение стенок скважины и применять хлорка- лиевыйраствор.
2. При необходимости утяжеления раствора необходимо применять жидкости, которые допускают наличие значительного содержания твёрдой фазы (известковый, гуматно-калиевый, гипсовый с хромлигносульфонатом). При бурении на больших глубинах и высокой забойной температуре необходимо применять инвертные буро- вые растворы со сбалансированной активностью воднойфазы.
3. При разбуривании глинистых сланцев, залегающих под большими углами вследствие тектонических нарушений, необходимо применять недиспергирующий буровой раствор, который легко очищается на поверхности (полиакриламидный хлоркалиевый, хлоркалиевый сХС-полимером).
4. При разбуривании проницаемых глинистых сланцев необходимо снижать фильтрацию раствора с помощью крахмала или реагентов на основе производных целлюлозы.
5. При необходимости применения буровых растворов на пресной воде реко- мендуется в качестве ингибитора набухания глин использовать полимерный раствор с высокомолекулярным неорганическим (например, диамонийфосфат – (NH4)2HPO4) или органическим (например, полигликоль)ингибиторами.
6. При бурении разведочных скважин рекомендуется осуществлять интенсив- ный отбор керна из глинистых отложений с целью его исследования в лаборатории и сопоставления с промысловыми данными, что позволит в дальнейшем сэкономить средства и время при бурении последующихскважин.
В работе [56] проанализированы результаты бурения разведочных скважин в интервалах неустойчивых глинистых пород на площадях ТПНГП и показано, что при использовании как пресных, так и ингибирующих буровых растворов различного со- става значительную роль играют реологические свойства промывочных жидкостей. Авторами работы [56] рекомендуется поддерживать реологические свойства раство- ров на определённом уровне (как правило, достаточно высоком), что позволит не только улучшить качество очистки ствола скважины, но и снизить степень разруше- ния стенок скважины и предупредить развитие образовавшихся каверн. Поэтому для проводки скважин в осложнённых условиях, связанных с неустойчивостью глини- стых отложений, рекомендуется оптимизировать реологические свойства растворов и добавлять в него адгезионно-активные кольматирующие добавки.
Для сравнительной оценки кольматационных и адгезионных свойств буровых рас- творов авторами работы [56] проведены лабораторные исследования кольматирующей способности различных составов промывочных жидкостей. При этом кроме обычных ин- гибиторов, входящих в состав растворов, использовались диаммонийфосфат (ДАМФ) и комбинированные добавки (ДАМФ + жидкое стекло; жидкое стекло + сульфат алюминия; ДАМФ + сульфат алюминия), а также представленные выше составы кольматирующих добавок. Анализ результатов проведенных в работе [56] исследований показал, что коль- матирующая способность буровых растворов стандартных составов зависит не столько от показателя фильтрации, сколько от химического состава фильтрата промывочных жидко- стей, которые по кольматирующей способности можно расположить следующим образом (по убывающей): силикатный, силикатный полимерный, гипсовый, хлоркальциевый, по- лимер-калиевый, лигносульфонатный, полимерный пресный, хлоркалиевый, полимер- солевой, пресный. При этом кольматирующую способность растворов увеличивают до- бавки (массы к объёму бурового раствора):
- жидкого стекла(2%);
- поливалентныхсолей;
- солидола(2-4%);
- диаммонийфосфата(0,5-1,0%);
- диаммонийфосфата (0,5%) и жидкого стекла(0,5%);
- сульфата алюминия (0,1-0,5%) и жидкого стекла(4-5%);
- хлорида натрия (10%) и хлорида калия(5%);
- сульфаты или хлориды поливалентных металлов(0,1%).
Таким образом, в работе [56] лабораторными исследованиями доказана воз- можность использования силикатов и фосфатов для предупреждения кавернообразо- вания в уплотнённых глинисто-мергелистых и аргиллитовых породах. Основные составы и параметры буровых растворов для бурения в неустойчивых отложениях представлены в таблице 4.4 [56].
Хемогенныйкомплекспородможетвключатьвсебяпластичныеирастворимые соли: галит (NaCl), сильвин (KCl), бишофит (MgCl2×6H2O), карналлит (KCl×MgCl2·6H2O),каинит(KClMgSO4×3H2O),кизерит(MgSO4×6H2O),ангидрит (CaSO4),тахгидрит(2MgCl2×CaCl2×12H2O),гипс(CaSO4×2H2O)идр.Наиболеечасто встречаетсягалит.Основнойпроблемойбурениявсолевыхотложенияхявляетсяихвысо- каярастворимостьисклонностькпластическомутечению(ползучести).Чемвышезабой- наятемператураивлажностьсоли,темтруднеевскрыватьхемогенныйразрез.
Таблица 4.4 – Состав и технологические свойства буровых растворов
| Состав раствора, кг/м3 | Технологические свойства растворов | |||||
| Плотность, кг/м3 | УВ, с | Ф30, см3 | СНС1, Па | СНС10, Па | рН | |
| 1. Глинопорошок-30, ПАА-0,5 (базовый 1) | 1 040 | 0,5 | 1,2 | 7,8 | ||
| 2. Базовый 1 + КМЦ-1 + ДАМФ-5 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 28-55 | 6-10 | 2,5-5,0 | 3,0-6,0 | 7,2 |
| 3. Базовый 1 + КМЦ-15 + ДАМФ-5 + жидкое стекло-5 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 30-50 | 6-8 | 3,0-5,0 | 4,0-6,0 | 8,5-9,0 |
| 4. Базовый 1 + КМЦ-15 + ДАМФ-5 + сульфат алюминия- 1 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 30-50 | 8-10 | 2,5-5,5 | 3,8-7,6 | 7,0 |
| 5. Глинопорошок-30 + гипан-3 (базовый 2) | 1 040 | 18-22 | 8-10 | 0,5-1,0 | 0,5-2,0 | 9,0 |
| 6. Базовый 2 + КМЦ-15 + ДАМФ-5 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 28-40 | 8-10 | 3,5-5,0 | 4,5-6,0 | 8,5-9,0 |
| 7. Базовый 2 + КМЦ-15 + ДАМФ-5 + сульфат алюминия- 1 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 35-45 | 8-12 | 2,5-5,0 | 4,0-6,0 | 8,0-8,5 |
| 8. Базовый 2 + PACR-0,5 + ДАМФ-5 + утяжелитель | 1 040-1 850 | 35-50 | 4-8 | 3,0-5,5 | 3,5-7,0 | 8,5-9,0 |
При бурении в солевых отложениях применяют минерализованные ингибиру- ющие буровые растворы или растворы на углеводородной основе. Проблема приме- нения минерализованных растворов заключается в изменении растворимости солей при смене температуры раствора по стволу скважины, а также в отсутствии точной информации о составе разбуриваемых солевых отложениях. Растворимость солей бу- дет минимальной, если минеральный состав дисперсионной среды соответствует со- ставу разбуриваемых отложений, а соленасыщенность раствора приближена к предельной. При этом фильтрация раствора должна быть минимальной, а плотность – достаточной, чтобы противодействовать боковому горному давлению.
В работе [27] рекомендуется для предотвращения растворения в растворе ка- менной соли (галита) и сильвина добавлять 36% хлорида магния. Низкая фильтрация обеспечивается обработкой раствора КМЦ, крахмалом, гипаном или метасом при поддержании рН в пределах 8-10 с помощью кальцинированной соды. При темпера- турах свыше 120°С необходимо применять антиоксиданты.
Хорошие показатели достигаются при использовании многокомпонентых си- стем [26], включающих в свой состав солестойкую глину, соль, дизтопливо, крахмал, КМЦ и утяжелитель. Лучшие результаты достигаются при добавлении кроме хлорида натрия (15-25%) сульфата натрия или хлорида калия (15-20%). Для предотвращения вспенивания раствора добавляется пеногаситель (соапсток, полиэтиленовая суспензия и др.). При повышенных температурах с целью предупреждения деструкции крахмала и КМЦ используется ингибитор (анилин, сера, фенолы, сульфит натрия и др.).
В качестве термо- и солеустойчивого раствора в работе [26] рекомендуется ис- пользовать малосиликатный, стабилизированный высоковязкими КМЦ, раствор, ко- торый эффективен даже при разбуривании кальций- и магнийсодержащих пород при температурах до 200°С.
В работе [9] рекомендуется применять гидрогельмагниевый раствор, гипсовый солегель, асбогели, асбестогидрофобные эмульсии и др.
Рекомендуемые ВНИИКРнефтью типы буровых растворов для разбуривания хемогенных отложений представлены в таблице 4.5.
|
< 3 000 м
Глубина, м
> 3 000 м
4.5.2. Специальные способы упрочнения стенокскважины
Одним из самых надёжных способов сохранения устойчивости стенок скважи- ны является перекрытие неустойчивого интервала обсадной колонной. Однако, в ре- зультате этого металлоёмкость конструкции скважины резко возрастает и значительно увеличиваются затраты времени и материальных средств на спуск и це- ментирование дополнительной колонны для перекрытия неустойчивогоинтервала.
Другим способом упрочнения стенок скважины является установка жидкост- ных ванн, которая представляет собой водный концентрированный раствор реагентов, обеспечивающий ускоренное физико-химическое упрочнение глины. В работе [27] показан положительный эффект от использования жидкостных ванн на основе жидко- го стекла (силикат натрия – 10%, КМЦ-600 – 2%).
Одним из способов упрочнения стенок скважины является применение шламо- вого калибратора, разработанного и изготовленного в ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь) [32]. Основные технические характеристики шламовых калибраторов приведены в таблице4.6.
Калибратор представляет собой стальной переводник с замковой резьбой, со специальными сложного профиля стальными выступами. Рабочие поверхности ка- либратора армируются алмазосодержащими вставками или твёрдым сплавом.
Устанавливается калибратор непосредственно над долотом. В процессе буре- ния калибратор улавливает из восходящего потока бурового раствора твёрдые и крупные частицы шлама, образующегося на забое при работе долота, раздавливает их на стенке скважины и затирает в пустоты горной породы на глубину 10-15 мм, снижая её проницаемость. При отсутствии трещин и каверн шлам перетирается до значитель- но меньших размеров, частично расходуется на упрочнение стенок, а остальной уно- сится потоком раствора на поверхность.
Промысловые испытания [32], проведённые на месторождениях ПО «Кавказт- рансгаз» и «Приполярбургаз» (г. Новый Уренгой) в отложениях неустойчивых глин и в песчаниках, показали, что стволы скважин приобрели плавную конфигурацию с резким снижением объёма каверн от 20% до их полного отсутствия. При этом сальни- кообразование и затяжки не наблюдались.
Таблица 4.6 – Технические характеристики калибратора
| Наименование параметров | Типоразмер калибратора | |||
| КШ-160 | КШ-190 | КШ-215 | КШ-295 | |
| Наружный диаметр долота, мм | 190,5 | 215,9 | 295,3 | |
| Наружный диаметр калибратора, мм | ||||
| Присоединительная резьба по ГОСТ 20692–75 | З-88 | З-117 | З-117 | З-152 |
| Длина калибратора, мм | ||||
| Масса, кг | ||||
| Допустимая плотность бурового раствора, кг/м3 | < 2 200 | |||
| Температура окружающей среды, К: - приэксплуатации - при хранении итранспортировании | ≤ 393 ≤ 323-223 |