Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава          НАРУШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ 5             СТЕНОК СКВАЖИНЫ
	Практика бурения нефтяных и газовых сква­жин свидетельствует о многочисленных случаях осыпей, об­валов стенок скважин, выпучивания пород и сужения ство­лов. Этот вид осложнений встречается повсеместно. Обвалы стенок скважин происходят чаще всего при разбуривании перемятых сланцевых глин, особенно вблизи тектонических нарушений. На значительных глубинах обвалы происходят в породах, не затронутых тектоническими нарушениями. Об­валы не происходят при разбуривании крепких пород, что побудило исследователей искать природу обвалообразований в свойствах самих пород. Одни исследователи считают, что первопричиной обвалов при бурении скважин являются геотехнологические условия их проводки. Подчеркивается, что обвалы происходят чаще в сланцевых и чешуйчатых глинах, в которых прослеживаются тонкие прослои песка, слюдистых включений с содержанием пирита, марказита и т.д. Другие полагают, что более часты обвалы пород в скважинах при больших углах падения плас­тов и в зонах нарушений; при всех обстоятельствах, связан­ных со снижением плотности буровых растворов, замедлен­ным темпом и остановкой бурения. Обвалообразования ста­новятся очень серьезным видом осложнений в случае обру­шения пород над образовавшейся каверной. Различные исследователи выдвигали свои гипотезы на природу обвалообразований. Так, B.C. Федоров механизм обвалов объяснял тем, что при бурении глина из-за снижения бокового давления упруго расширяется (вследствие уменьше­ния давления со стороны бурового раствора), а прочность ее увеличивается; при этом порода всасывает воду из бурового раствора. Вода, по B.C. Федорову, проникая в поры глины, "включает" капиллярное давление, и начинается выпучивание глины. Глина обрушается и попадает в ствол скважины -идет образование каверн. При достаточной подаче буровых насосов возникновение каверн может быть не замечено. Од­нако при последующем обрушении вышележащих пород (если они недостаточно прочны и не образуют карнизов) 325

	процесс бурения может быть остановлен. Основным меро­приятием по предупреждению обвалообразовании B.C. Федо­ров считал замену бурового раствора безводной жидкостью, а там, где нет газонефтепроявлений, рекомендовал применять беспарафиновый мазут. Впоследствии B.C. Федоровым и B.C. Барановым для пре­дупреждения обвалообразовании рекомендовано использовать "эмульсии глинистого раствора с крекинг-остатками"; для стабилизации эмульсии к ней добавлялся асидол. Однако применение этого раствора не стабилизировало ситуацию, и обвалообразования наблюдались при проводке скважин. Отрицательные результаты при использовании гид­рофобных эмульсий способствовали разработке буровых растворов с минимальной водоотдачей, обладающих свойст­вом откладывать тонкую плотную фильтрационную корку, замедляющую проникновение воды из раствора в породу. B.C. Баранов считал основным недостатком бурового раство­ра при борьбе с обвалами его высокую водоотдачу. Результа­тивность применения буровых растворов с пониженной во­доотдачей оказалась высокой, хотя проблема обвалообразо­вании снята полностью не была. Увеличение размеров ствола (кавернообразование) обус­ловлено осыпями или обвалами горных пород, уменьшение -выпучиванием пород. Выпучивание пород может привести как к обвалам (падение пород под действием силы тяжести в направлении к забою скважины), так и к пробкообразова-ниям. Значительный вклад в разработку мероприятий по борьбе с обвалами внесли B.C. Баранов и В.П. Букс. Исследования поведения пород в различных средах подтвердили большое значение качества буровых растворов для успешной провод­ки скважины, поэтому они предложили осуществлять регули­рование водоотдачи буровых растворов, их химическую об­работку и утяжеление. Авторы приходят к заключению, что одной из основных причин осыпей и обвалов является ис­пользование некачественных буровых (глинистых) растворов, и предлагают применять системы, обладающие минимальной водоотдачей и способные глинизировать стенки скважин, со­здавая на них тонкую и плотную корку, задерживающую проникновение фильтрата в неустойчивую породу. B.C. Шаров за основную причину обвалов принимал набу­хание и размокание глинистых пород. При этом скорость распада глин обусловливается значениями степени гидратации глинистых частиц и скорости гидратации массы глины, кото- 326

	рая почти равнозначна скорости диффузии воды. Процесс распада путем воздействия можно ускорить, замедлить или даже совсем предотвратить изменением этих значений. Немаловажную роль играет напряженное состояние пород. Ю.А. Песляк указывает, что если к образцу глины прило­жить постоянную нагрузку, то его деформация будет со вре­менем увеличиваться и становиться заметной при достаточно длительном действии нагрузки. В случае кратковременной нагрузки происходит только упругая деформация образца. Представления о превалирующей роли горного давления в обвалообразованиях привели к тому, что в ряде районов страны широко применяют утяжеление буровых растворов как метод борьбы с потерей устойчивости стенок скважины и недостаточно учитывают физико-химическую природу это­го явления. На основании большого объема исследований B.C. Бара­нов пришел к выводу, что утяжеление бурового раствора не препятствует образованию расширений стволов скважины вследствие осыпания пород, но облегчает очистку скважин от шлама. Возможные осложнения в результате осыпей и обва­лов, по мнению автора, легко предотвращаются использова­нием буровых растворов с малой водоотдачей. Все гипотезы, основанные на превалирующей роли горно­го давления в каверно- и обвалообразованиях, не дают объ­яснений высокой устойчивости сухих и слабоувлажненных глин, наблюдаемой при продувке скважин газообразными агентами, хотя вследствие ничтожно малого противодавления на пласты условия течения или разрушения глинистых пород в этом случае наиболее благоприятны. Они не дают ответа и на вопрос, почему обвалам подвержены в основном глинис­тые породы и породы, цементирующим веществом которых являются глинистые материалы. Деформация горных пород под действием постоянной нагрузки в течение длительного времени была изучена В.Д. Городновым. Были проведены опыты трех видов (В.Д. Городнов, И.Б. Эдель). 1. Исследовали деформационные свойства глин и извест­няка без доступа воздуха. При этом деформация глин и изве­стняка носила одинаковый характер. В начале опыта (3-5 мин) деформация составляла 1,5-2,0 %, затухая в течение первого часа. Дальнейший прирост относительной деформа­ции за период свыше 450 ч оказался весьма малым (менее 0,5 %), и образцы не разрушались. Это показывает, что гли­ны в объемно-напряженном состоянии ведут себя так же, 327

	как и известняк, и, следовательно, различие в поведении гли­нистых пород, подверженных обвалам, и других необвалива-ющихся горных пород в процессе бурения скважин надо ис­кать не в особых механических свойствах глин. 2.   В процессе опытов обеспечивался свободный доступ воздуха к образцу. Деформация известняка не отличалась от его деформации в первом опыте. Скорость деформации глин возрастала со временем, и при относительной деформации 7-9 % образцы разрушались. 3.  Внутри образца обеспечивалась постоянная циркуляция воды. Деформация известняка увеличивалась незначительно, тогда как разрушение глин произошло быстро (1-3 ч). Глины разрушались, как и во втором опыте, при относительной де­формации 7-9 %. Причиной разрушения образцов глин (П.А. Ребиндер) является адсорбционное понижение твердос­ти. Известняк также испытывает действие адсорбционного понижения твердости, но в небольшой области (вокруг внут­реннего отверстия), соприкасающейся с парами воды или с водой. Эта область по отношению к объему образца невели­ка. В образцах глин эта область велика и с течением времени практически распространяется на весь объем образцов. В этом случае силы сцепления между частицами глин экрани­руются, что может привести при отсутствии нагрузки к самопроизвольному диспергированию, а при наличии нагруз­ки - к значительным деформациям. Таким образом, во втором и третьем опытах при дефор­мации и разрушении образцов имеем не одни глины, а сис­темы глина - вода, которые обладают резко пониженной прочностью по сравнению с сухой глиной. Очевидно, что роль горного давления в обвалах глинистых пород будет раз­личной в зависимости от естественной влажности глинистых пород, слагающих стенки скважин. В процессе проводки скважин глинистые породы, склон­ные к обвалам, разрушаются обычно не сразу при их вскры­тии, а через некоторое время. Процесс осыпания кыновских аргиллитов, например, носит периодический характер. Ста­дии интенсивного осыпания чередуются с периодами стаби­лизации размера ствола скважины, т.е. периодами, в течение которых не наблюдается заметного увеличения среднего диа­метра каверн. При этом продолжительность стадии осыпания и периодов стабилизации зависит от физико-химических свойств бурового раствора и скорости его движения в зако-лонном пространстве. Из этих данных, а также из данных о набухании кыновских глин очевидно, что период начального 328

	осыпания, как и период стабилизации, после которого идет осыпание второй стадии, по продолжительности близок к периоду набухания этих глин. В большинстве случаев обвалы происходят через длительный период после вскрытия глинис­тых пород с применением бурового (глинистого) раствора и меньший - с применением воды в качестве бурового раство­ра. Практика бурения показывает, что с использованием для продувки скважины газообразного агента ствол скважины в большинстве случаев сохраняет размеры, близкие к номи­нальным. Применение буровых (глинистых) растворов со­держит в себе ряд противоречий. С одной стороны, создавая противодавление на глины, он способствует устойчивости стенок скважины. С другой, перепад давлений в системе скважина - пласт вызывает фильтрацию и тем самым спо­собствует течению физико-химических процессов, которые в различной мере, в зависимости от химического состава фильтрата, вызывают изменение механической прочности глинистых пород. Плотность глинистой корки, если она бу­дет образовываться на стенках скважины, сложенных колло­идальными глинистыми породами, едва ли будет играть важ­ную роль, поскольку сами глинистые породы сильно уплот­нены и в приствольной зоне могут иметь значительно мень­шую проницаемость, чем корка. Использование инертных по отношению к глинистым от­ложениям буровых растворов, например безводных раство­ров на нефтяной основе, как правило, способствует сохране­нию номинального размера скважины, но имеются и исклю­чения. В.Ф. Роджерс приводит кавернограмму глубокой сква­жины, пробуренной с промывкой раствором на нефтяной основе плотностью 1,80 г/см3, из которой видно, что в 216-мм стволе имеются многочисленные каверны размером до 370 мм. Те участки кавернограммы, где диаметр ствола номи­нальный, соответствуют песчаникам, а каверны появились в смежных глинистых породах. На забое вследствие обвалива­ния пород и осаждения частиц во время спускоподъемных операций обычно образовывался осадок. Раствор поддержи­вался в хорошем состоянии, и осложнений не было. Забой­ная температура достигала 127 °С. Для оценки водонефтенасыщенности и других свойств коллекторов при бурении скв. 43 Прасковенская (Ставро­польский край) был применен совершенно безводный изве-стково-битумный раствор на нефтяной основе плотностью 1,46 г/см3. Забойная температура достигала 160 °С. Хотя в 329

	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 глинистыми породами, в значительной мере определяется показателями набухания (степенью, скоростью и периодом набухания), дав­лением набухания, значениями структурно-адсорбционных де­формаций и предельного напряжения сдвига рт 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 рт в ис­следуемой системе по сравнению с этими показателями в дистиллированной воде, как эталонной жидкости. Чем мень­ше степень и скорость набухания, а также значение А У и больше период набухания и значение рт 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, 330

	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 6 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. 331

	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 рт. 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 рт 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 B.C. Бара­нов предложил производить постепенное многоступенчатое 332

	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 4968-5941 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- 333

	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 334

	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 (CaSO4-2H2O, СаС12, 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 породы 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 335

	происходит, но после их вскрытия возникают интенсивные осыпи и обвалы. Для борьбы с осложнениями в сильноувлажненных глини­стых отложениях совершенно недопустимо применение газо­образных агентов. Использование известково-битумных рас­творов на нефтяной основе или нефтеэмульсионных раство­ров едва ли обеспечит нормальный процесс углубления сква­жины, так как в результате высокой вязкости этих раство­ров свабирующий эффект при спускоподъемных операциях значительно больше, чем при использовании буровых рас­творов на водной основе. В процессе подъема инструмента в случае наличия свабирующего эффекта создаются благопри­ятные условия (развитие структурно-адсорбционных дефор­маций, выдавливание вследствие внешних сил) для течения пастообразной массы глины в скважину или для кавернооб-разования, если глинистые породы представлены сланцами или аргиллитами. При спуске инструмента требуется прора­ботка заплывшего участка ствола скважины. Это может по­вторяться многократно. На практике такие осложнения часто заканчиваются прихватом бурильного инструмента и потерей ствола скважины. Для борьбы с осложнениями процесса бурения в сильно-увлажненных коллоидальных глинах наибольший эффект мо­гут дать утяжеленные буровые растворы с низкой водоотда­чей, с содержанием в фильтрате химического вещества, ко­торые способствуют увеличению предельного напряжения сдвига, уменьшению структурно-адсорбционных деформаций и стабилизации объема набухшей породы. К таким системам относятся гипсовые, малосиликатные буровые растворы и др. При этом не следует повышать скорость бурения, а в наибо­лее сложных случаях необходимо остановить процесс буре­ния до завершения течения физико-химических процессов в системе буровой раствор - приствольная зона пласта. Обяза­тельным условием является снижение до минимума колебания давления, в частности, при спускоподъемных операциях. Для борьбы с осложнениями процесса бурения в сильно-увлажненных глинистых сланцах и аргиллитах обязательным условием является применение буровых растворов, обладаю­щих крепящим действием, с минимальной водоотдачей. Утя­желение буровых растворов в этих условиях не предотвра­щает кавернообразования. Одним из перспективных методов борьбы с каверно-, об-вало- и пробкообразованием может явиться установка сили­катных ванн с низкой водоотдачей. Силикатные ванны, как 336

	химический метод закрепления потенциально неустойчивых глинистых пород различной степени увлажненности, можно устанавливать при использовании буровых растворов как на водной, так и на неводной основе. Впервые они применены в скв. СГ-1 Аралсор.
	5.1. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С НАРУШЕНИЕМ УСТОЙЧИВОСТИ ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД Нарушения устойчивости трещиноватых по­род отличаются факторами и механизмом явлений, призна­ками, а также низким уровнем информационного обеспече­ния задач прогнозной и диагностической оценки прочност­ных состояний (табл. 5.1). Поэтому задачи борьбы с ослож­нениями решаются в два этапа: при проектировании бурения как вероятностные на основе прогнозных характеристик горно-геологических условий - с целью принятия профилак­тических мер и в процессе бурения по диагностическим при­знакам нарушений устойчивости - с целью принятия опера­тивных мер против имеющих место разрушений ствола скважины. Поскольку материалы геофизических, петрографических и других исследований обеспечивают лишь получение исходной информации, необходимой для общей характеристики горно-геологических условий, но недостаточной для оценки прочно­стных состояний пород, то выбор мер предупреждения и ликвидации осложнений основывают на учете следующих общих положений. Трещиноватость в нарушениях устойчи­вости ствола проявляется лишь как пассивный фактор, по­вышающий восприимчивость к воздействиям. Активным фактором обрушения являются соотношения горного, забой­ного и пластового давлений. Ствол скважины сохраняет ус­тойчивость в условиях: если связность между блоками матрицы трещиноватой породы достаточна, чтобы уравновесить горные нагрузки, возникающие в приствольной зоне при вскрытии трещино­ватых пород; если давление бурового раствора превышает пластовое, но не достигает значения гидроразрыва пласта, а проницаемость трещин заблокирована. Устойчивость ствола скважины в трещиноватых породах 337

	Таб лица 5.1
	Перечень характерных признаков возникших осложнений
	Характерные Наблюдаемые и изме- Определяющее значе- признаки ряемые факторы ние фактора Посадки, затяжки и Вес колонны буриль- ±20 % и более от нор- полная потеря по- ных труб на крюке мального движности колонны бурильных труб Повышение давления Показания манометра 30 % от нормального на насосах на стояке Обильный вынос ос- Визуальное наблюде- 100 % от нормального кольчатого шлама ние за количеством шлама на вибросите Рост структурно-меха- Условная вязкость 100 % от нормальной нических показателей СНС1Л0 бурового раствора Увеличение крутящего Крутящий момент на 30 % от нормального момента на долоте роторе или потребля- емая мощность Увеличение (уменьше- Диаметр скважины - 30 % от диаметра до- ние) диаметра сква- каверно- или профи- лота жины леметрия Сальники на долоте и Визуальное, при подъ- - соединениях буриль- еме долота ных труб Температура бурового Температура бурового 25 % от нормальной раствора на выходе из раствора скважины
	снижается до состояния, при котором происходит разруше­ние, в условиях: когда давление бурового раствора ниже пластового; стенки скважины осыпаются под воздействием неуравновешенного горного давления, эффект которого усугубляют проявления пластовых флюидов и сопутствующее падение пластового давления в приствольной зоне; когда давление бурового раствора достигает значений гид­роразрыва пласта (происходят поглощения, расширяются су­ществующие и образуются новые трещины, связность блоков матрицы снижается, проницаемость трещин неограниченно возрастает, а способность их блокироваться твердой фазой утрачивается); обрушение происходит за счет эрозии и гра­витационного осыпания трещиноватой породы. Прогнозная характеристика трещиноватости в разрезе проектируемой скважины составляется геологической служ­бой и основывается на комплексном анализе материалов гео­лого-геофизических, промысловых и лабораторных исследо­ваний по разбуриваемой и смежным площадям. Она носит вероятностный характер и должна быть достаточной для вы- 338

	бора профилактических мер, минимизирующих возможность осложнений при условии наименьшего снижения коммерчес­кой скорости бурения. В нее должна входить следующая ин­формация: описание предполагаемой трещиноватости: генезис тре­щин (тектонические, литологические, смешанные), возмож­ные система ориентации, густота, диапазон раскрытости, ве­роятность вскрытия скважиной крупных трещин, способных вызвать высокоактивные проявления либо поглощения и требующих принятия специальных мер; интервал глубин предполагаемой локализации трещин в разрезе; насыщение трещин (нефть, газ, вода, ее солевой состав, минерализация, агрессивность); восприимчивость трещиноватых пород к воздействиям бу­ровых растворов (гидрофильность или гидрофобность, набу-хаемость, пептизация, диспергация расклинивающими давле­ниями гидратных пленок и т.п.); вид и вероятность возможных осложнений, связанных с разрушением трещиноватых пород. К профилактическим - назначаемым при проектировании скважины - относятся следующие меры: введение в буровой раствор наполнителей, способных блокировать проницаемость наиболее широких предполагае­мых трещин; выбор типа и рецептуры бурового раствора с учетом не­обходимости противодействия наработкам бурового раствора и другим явлениям, сопровождающимся изменением реологи­ческих свойств и плотности; при проходке ствола в нефтегазонасыщенных трещинных коллекторах, когда возможны диффузионное насыщение бу­рового раствора газом и газопроявления, введение в буровой раствор реагентов-пеногасителей; применение для очистки бурового раствора устройств, противодействующих его наработке; ограничение скорости СПО и применение промежуточной промывки скважины с контролем по стабилизации давления на стояке нагнетательной линии.

	5.2. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С РАЗБУРИВАНИЕМ ХЕМОГЕННЫХ ПОРОД Осложнения при разбуривании хемогенных пород проявляются в виде каверн, образованных в результате растворения и размыва солей, или сужений ствола, обуслов­ленных их течением. Исходной информацией для составления прогноза зон возможных осложнений, связанных с разбури-ванием хемогенных пород, являются глубина залегания соле-носной толщи, ее мощность, минералогический состав, плас­товая температура, а также геостатическое давление вышеле­жащих пород. Критерием оценки устойчивости хемогенных пород следу­ет считать ее пластовую температуру. Температуру, при ко­торой соли теряют свою прочность, а устойчивость стенок скважины сохраняется за счет уравновешивания геостатичес­кого давления гидростатическим, называют критической. Критические температуры для наиболее распространенных солей приведены в табл. 5.2. Косвенная оценка статической прочности соляных пород в зависимости от пластовой температуры позволяет устано­вить вид и интервалы возможных осложнений на стадии проектирования. Статическая прочность основных соляных пород в зависимости от температуры приведена в табл. 5.3. При условии, что: пластовая температура равна или меньше критической, когда напряжения, действующие в массиве соленосной тол­щи, не превышают статическую прочность соли, то возмож­но образование каверн (растворение и размыв соли); пластовая температура выше критической, когда напряже­ния, действующие в массиве соленосной толщи, превышают статическую прочность соли, то возможно сужение ствола скважины (течение солей). Таблица 5.2 Критические температуры для некоторых солей
	Наименование солей Плотность, г/см3 Критическая тем­пература, °С Галит Сильвин Бишофит Кизерит 2,13-2,15 1,98 1,56 2,57 200 150 ПО 45
	340

	Таблица 5.3 Зависимость статической прочности соляных пород от температуры
	Статическая прочность, МПа Темпера- Образец тура, С Ангидрит Галит Гипсолит Сильвин Бишофит из гали-товой рапы 20 240,0 35,0 19,0 15,0 7,0 45,0 50 _ 22,5 7,5 10,0 3,0 _ 100 235,0 10,0 3,5 5,0 0 15,0 150 225,0 5,0 0 6,5 200 210,0 0 - - - 3,0 Примечание. Данные статической прочности бишофита опреде- лены путем экстраполяции кривых зависимостей статической прочности ряда соляных пород от температуры с учетом известной критической температуры для этой соли.
	В процессе бурения скважины с целью уточнения глубины залегания соленосной толщи, ее мощности, минералогическо­го состава, а также температуры и геостатического давления вышележащих пород используют данные промыслово-геофизических исследований, механического каротажа, про-филеметрии, термометрии. При вскрытии соляных пород имеет место резкое увеличение механической скорости; в ангидритах до 2 —8м/ч; в галитах до 10 — 20м/ч; в калийно-магниевых солях до 20 — 60 м/ч. Максимальные каверны (более 80 см), отмеченные на профилеграммах, при разбури-вании хемогенных пород указывают на наличие в исследуе­мом интервале пропластков калийно-магниевых солей. С це­лью определения наличия ионов магния в фильтрате бурового раствора (пластов бишофита) регулярно производят контроль за его химическим составом. Исходные данные, необходимые для принятия решений по разработке мер предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости соляных пород, сводятся в таблицу следующей формы (табл. 5.4). Таб лица 5.4
	Средне- Глубина Мощ- Минера- Крити- Стати- взвешен- залегания ность логичес- Пласто- ческая ческая ная плот- соленос- соле- кий сос- вая тем- темпе- проч- ность вы- ной тол- носной тав тол- перату- ратура, ность шележа- щи, м толщи, м щи ра, °С °С соли, МПа щих по­род, г/см3
	341

	Выбор типа и плотности бурового раствора для преду­преждения нарушений устойчивости хемогенных пород осу­ществляется по схеме. На основании данных сводной таблицы (см. табл. 5.4) вы­бирают тип и плотность бурового раствора. Выбор типа бу­рового раствора основывается на учете минералогического состава соленосной толщи и ее забойной температуры (табл. 5.5 и табл. 5.6). Соленасыщенные и нефтеэмульсионные буровые раство­ры следует насыщать солями, слагающими разрез рассматри­ваемого интервала скважины.
	Таб лица 5.5 Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания хемогенных пород в зависимости от забойной температуры
	Хемогенная порода	Забойная температура, °С
		s50	s80	s 120	> 120
	Галит Галит с прослоя­ми сульфатов (гипс, ангидрит) Галит с прослоя­ми карналлита и (или) бишофита Галит с прослоя­ми калийно-маг-ниевых солей и (или) терриген-ных пород Галит с прослоя­ми терригенных пород П римечание 5.6).	1.1, 2.1 1.2, 2.2	1.1, 2.1 1.2, 2.2	1.1,  1.2, 2.2 1.2,  2.2, 4.2	1.2, 4.1, 4.2 1.2, 2.2, 4.2, 4.3 2.4, 4.1, 4.2, 4.3 2.4, 4.2, 4.3
		2.3, 3, 4.4	2.3, 3, 4.4	2.4, 3, 4.1
		2.2, 3, 4.2, 4.3, 4.4	2.2, 3, 4.2, 4.3, 4.4	2.2, 2.4, 4.2, 4.3
		2.2, 4.2, 4.3	2.2, 4.2, 4.3	2.2, 2.4, 4.2, 4.3	2.4, 4.2, 4.3
		Цифры в таблице — номера растворов (см. табл.
	Таблица 5.6 Буровые растворы, применяемые при разбуривании хемогенных пород
	Тип бурового Температурный Солевой состав раствора предел устой- разбуриваемой Примечание чивости, °С толщины 1 — соленасы- 100-130 Однородная Уменьшает ка- щенный, стаби- толща галита вернозность лизированный ствола 1.2 — соленасы- 130-180 То же Применяют с щенный стаби- глубин свыше лизированный 2500 м, умень- (крахмал, КМЦ, шает кавер- ССБ, полиакри- нозность ство- латы) ла
	342

	Продолжение табл. 5.6
	Тип бурового рас- Температурный Солевой состав Примечание твора предел устой- разбуриваемой чивости, °С толщины 2.1 — эмульси- 100 Породы допус- онный буровой кают высокую раствор (НЭГР), фильтрацию не обработанный защитными реа- гентами 2.2 — эмульси- 130 Галит с прослоя- — онный буровой ми терригенных раствор (НЭГР), пород обработанный повышенным ко- личеством за- щитных реаген- тов 2.3 — эмульси- 100 Галит с прослоя- — онный буровой ми бишофита раствор, обра- ботанный за- щитными реа- гентами и на- сыщенный би- шофитом 2.4 — эмульси- 200 Галит с прослоя- — онный буровой ми бишофита и раствор, обра- терригенных по- ботанный за- род щитными реа- гентами и при- родными смола- ми (СНЭГР) 3 — гидрогель- 130 Галит с прослоя- — магниевый ми бишофита и карналлита 4.1 — гидрофоб- 150 Галит с прослоя- — ная эмульсия ми бишофита 4.2 — известко- 220 Однородная тол- Однородную во-битумный ща галита; толща толщу галита галита с прослоя- разбуривают на ми калийно-маг- глубинах с за- ниевых солей, бойной темпе- терригенных по- ратурой свыше род, а также 150 °С линз с рапой 4.3 — инвертный 150 Галит с прослоя- — эмульсионный ми калийно-маг- ниевых солей терригенных по- 4.4 — инвертный 70 род Галит с прослоя- — эмульсионный, ми бишофита насыщенный би- шофитом
	343

	Наиболее солеустойчивые эмульсионные буровые раство­ры (НЭГР) получают (при одинаковой оптимальной концент­рации нефти) из кальциевых глин. Плотность бурового раствора для разбуривания хемоген-ньгх пород определяют двумя методами. Определение плотно­сти бурового раствора как на стадии проектирования, так и в процессе бурения скважины в целях корректировки произ­водят расчетным путем. При бурении пластов чистых солей, без упрочняющих твердых пропластков — доломитов, изве­стняков, мергелей и т.п., плотность бурового раствора, обес­печивающая устойчивость ствола скважины в процессе углуб­ления, определяется из следующих формул: для галитов и гипсов р6р = 1 + 0,008(i - 10); для бишофитов, калийных солей, а также при наличии в солях высоковлажных (монтмориллонитовых) глин р6.р = 1,23 + 0,008(i - 10); при наличии в пластах солей линз с рапой
	где ц — коэффициент Пуассона, для солей изменяется от 0,42 до 0,45. Верхний предел плотности бурового раствора, при кото­ром исключается пластическое течение солей, определяют по формуле ГНИ (Методические указания по прогнозированию устойчивости стенок скважин. — Грозный: изд. СевКавНИИ-газ и ГНИ, 1979): о =о 1р2Рст Нбртах Нсв        КМ ' где рСТ — статическая прочность соляной породы при макси­мальной температуре исследуемого интервала; К — коэффи­циент запаса, учитывающий технологические факторы буре­ния и реологические свойства соляных пород: Температура, °С.......... < 100 100-150 150-200 > 200 К....................................... 1,37           1,4           1,45            1,5 Второй метод определения плотности бурового раствора используют непосредственно в процессе бурения опорно-технологических скважин с целью корректировки ее проект­ного значения. Этот метод применяют при условии отсутст­вия в исследуемом интервале проницаемых пластов. 344

	При этом необходимо: проработать сужения ствола скважины, возникшие в ре­зультате текучести солей; поднять колонну бурильных труб в башмак последней об­садной колонны; закрыть превентор; создать избыточное давление; установить наблюдение за изменением давления на устье скважины (до 10ч). Избыточное давление на устье скважины создают исходя из условия соответствия плотности бурового раствора (1,3; 1,4; 1,5; 1,6 г/см3 и т.д.). Рост избыточного давления в период наблюдения указывает на течение солей и требует дальнейше­го увеличения избыточного давления на устье скважины. Плотностью бурового раствора будет та, при которой избы­точное давление в период наблюдения остается постоянным. За первоначальную плотность принимают нижний предел плотности выбранного бурового раствора. Первоначальную плотность бурового раствора проверяют на ограничительное требование — сужение скважины за 2 сут не должно быть более 0,5 % номинального диаметра ствола скважины (диаметр долота). Контроль за скоростью течения солей осу­ществляют с помощью профилеметрии. В случаях, когда при выбранной плотности вышеизложенное требование наруша­ется, производят утяжеление бурового раствора до значения, при котором это требование соблюдается. Верхний предел плотности выбранного бурового раствора должен быть меньше плотности, приводящей к гидроразрыву вышележа­щих пород. При разбуривании глубокозалегающих пластов магниевых солей, а также при вскрытии линз с рапой плот­ность бурового раствора подбирают путем поэтапного утяже­ления его до значения, не приводящего к гидроразрыву вы­шележащих пород. При содержании в фильтрате ионов маг­ния 1 — 2 % рекомендуется переходить к поэтапному утяжеле­нию бурового раствора. Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложне­ний, связанных с разбуриванием хемогенных пород, сводятся к следующему. Мероприятия по предупреждению осложнений, связанных с нарушением устойчивости хемогенных пород в процессе бурения, составляют на основе данных проекта на строитель­ство скважины, геологической информации и наличия мате­риалов и химических реагентов для приготовления и поддер­жания свойств бурового раствора. В плане работ указывают 345

	интервалы бурения с неизменными показателями минераль­ного состава толщи и забойной температуры. По изменению этих показателей определяют границы перехода с одного ти­па бурового раствора на другой. К вскрытым соленосным отложениям в большинстве слу­чаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразова-ния. Причиной образования каверн являются растворимость (табл. 5.7) и размыв солей. Растворимость солей можно уменьшить путем: применения нерастворимых сред — буровых растворов на нефтяной основе и гидрофобных эмульсий; подавления растворимости одной соли другой в соответст­вии с закономерностями солевого равновесия; перенасыщения буровых растворов солью (избыток соли в твердой фазе 5—10%) для исключения возможности раство­рения пластовой соли в призабойной зоне при более высо­кой температуре. С целью уменьшения сужения ствола при разбуривании бишофита необходимо: соблюдать равенство скоростей пластического течения и растворения этой соли, которое достигается за счет смены типа и изменения плотности бурового раствора; использовать способ бурения скважины "опережающим стволом"; увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной ко­лонны на 0,05 м по сравнению с общепринятым. Для снижения скорости пластического течения солей ре­комендуется осуществлять многократные промывки скважи­ны охлажденным раствором, который берется из запасных емкостей, с целью снижения забойной температуры. Прокачка буферной жидкости перед началом подъема ко­лонны бурильных труб в ходе бурения и проработок позво­ляет предупредить ряд осложнений, связанных с разбурива- Таблица 5.7 Растворимость (в г/л) некоторых солей в воде
	Материал Температура, °С 20 100 Гипс Галит Сильвин Карналлит Бишофит 0,2 36 37 205 320 0,162 39,1 56,7 334 880
	346

	нием хемогенных пород. Буферную жидкость выбирают в зависимости от используемого бурового раствора: для эмульсионного раствора, насыщенного хлористым натрием, — воду с сульфонолом до 0,5 %; для хлормагниевых, хлоркальциевых, гидрогеля рассолов или РНО — воду, насыщенную хлористым натрием. Объем буферной жидкости составляет 10 —20 м3, прокачи­вают его в один или несколько приемов (2 — 3 пачки по 5 — 7м3). Прихваты колонны бурильных труб, возникшие в резуль­тате пластического течения солей, можно ликвидировать пу­тем смены бурового раствора на воду. Для ликвидации рапо-проявлений необходимо провести следующие работы: поднять колонну бурильных труб выше линзы с рапой на 200 - 300 м; провести разрядку "линзы" путем многократных промы­вок буровым раствором, используемым для разбуривания хе­могенных пород; восстановить исходную плотность бурового раствора до проектной. При ликвидации значительных (по продолжительности и мощности) рапопроявлений необходимо: либо перейти на известково-битумный раствор, при ис­пользовании которого можно отделить рапу в процессе бу­рения скважины; либо произвести зарезку "второго ствола" с отклонением от вскрытой линзы. В тех случаях, когда скважина перешла в аварийное состо­яние, работы по ликвидации последствий осложнений выпол­няют по специально разработанному руководством бурового предприятия плану.