Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Как указывает К — Ф. Паус, термины «сохранение устой­чивости» и «снижение водоотдачи» долгое время считали, да и считают еще в настоящее время синонимами. Однако из­вестны случаи, когда используемые растворы имели водоот­дачу до 3—5 см3 за 30 мин, а глинистые сланцы все же обру — шались. Не оправдал себя и опыт широкого применения ще­лочных реагентов (УЩР, ТЩР) для стабилизации глинистых пород.

Исходя из сложившейся в 50-х годах концепции, долгое время существовало мнение о необходимости поддержания больших значений плотности раствора при бурении скважин по глинистым породам. Позднее Б. В. Бойдюк и Л. А. Шрей — нер показали, что для обеспечения устойчивости глинистых пород с влажностью 2—5 % и при использовании водных растворов (В-0 см3) можно применять растворы с р<1. Это получило подтверждение при бурении по неустойчивым глинистым породам с продувкой сжатым воздухом и приме­нением растворов на нефтяной основе.

М. А. Гейман и В. И. Мусимов, исследуя целесообразность и эффективность аэрированных промывочных растворов при

турбинном бурении, пришли к заключению, что решение про­блемы устойчивости стенок скважин при бурении в глинистых породах должно идти по пути создания бесструктурных ес­тественных промывочных растворов с нулевой водоотдачей, а не по пути утяжеления промывочного раствора.

В. Н. Городнов и другие основной причиной деформации глинистых пород считают степень их увлажненности. При этом был введен показатель относительной влажности глини­стых пород, определяемый отношением абсолютщой их влаж­ности к коэффициенту набухания, оцениваемому по методике К — Ф. Жигача и А. Н. Ярова. В соответствии с принятым по­казателем все глинистые породы были разбиты на три группы: мало-, средне — и сильноувлажненные. Применительно к этим группам были рекомендованы различные виды буровых раст­воров. Эти данные с некоторыми дополнениями представлены в табл. 3.2. Естественно, что такое деление пород условно, так как в процессе бурения с водными растворами в пристенной зоне происходит постоянное увлажнение глинистых пород, и они могут, по истечении определенного времени, изменить свою влажность. При этом процесс насыщения пород проте­кает тем интенсивнее, чем ниже степень их начальной влаж­ности. По достижении ими некоторой границы критической влажности (5—25 %) начинается процесс набухания или раз — мокания глинистых пород, идущий при свободном доступе воды до их окончательного разрушения.

Развивая теорию устойчивости глинистых пород, Б. В. Бой — дюк и Л. А. Шрейнер указали на необходимость более полно согласовывать качество промывочных жидкостей с давлением в поровом пространстве горных пород. Па необходимость уче­та порового давления и осмотических явлений в бурящейся

скважине при выборе свойств промывочной жидкости указы­вается рядом отечественных и зарубежных исследователей.

Явление осмоса, возникающее в системе порода — фильтра­ционная корка — буровой раствор, объясняется теорией капил­лярного осмоса В. В. Дерягина и гипотезой Рейда — Суриа — яна. Считается, что различие между осмотическими явлени­ями в статических и динамических условиях заключаются в основном в обновлении слоя циркулирующего потока у по­верхности полупроницаемой перегородки, роль которой может играть фильтрационная корка или ближайший к жидкости, заполняющей скважину, слой породы (глина, лед, соль и т. д.)..

Тогда процесс выравнивания концентраций в такой си­стеме протекает под действием осмотического давления. Если принять, что спл и Ср — степени минерализации поровой жид­кости и промывочного раствора в скважнне соответственно, то возможны три случая: 1) спл>ср, при котором поровая жидкость окажется гипертоничной по отношению к раствору в скважине и будут созданы условия для осмотического пе­ретока воды из скважины в пласт при соответствующем из­менении механических свойств глинистых пород, т. е. появятся условия для интенсивного увлажнения пород и потери ими устойчивости; 2) по мере выравнивания концентрации данная система перейдет в состояние изотонического равновесия, т. е. спл = ср; 3) при Си л < Ср наступает новое состояние осмотиче­ского переноса воды из пласта в скважину, при котором вода самопроизвольно диффундирует в направлении выравнивания концентрации Двух растворов, разделенных полупроницаемой перегородкой. Развивающееся при этом осмотическое давление может способствовать уплотнению (Спл<Ср) Шти разрушению глинистых пород (Спл>Ср).

На основании обширных исследований была доказана бли­зость составов и степени минерализации пластовых вод и поровой жидкости, а в дальнейшем разработана методика оп­ределения минерализации поровых (пластовых) вод спл, рас­считываемая по формуле

спл = 181 ехр [ — 0,0117(1 ООО—0,3704рп)1, (3.17)

где р„ — плотность породы, кг/м3.

Для месторождений нефти и газа Северного Кавказа* Нижнего Поволжья, Днепровско-Донецкой впадины, Азербайд­жана и Средней Азии была получена зависимость между ми­нерализацией поровых (пластовых) вод и коэффициентом по­ристости пород п

спл-181ехр(—0,117л). (3.18)

Средняя относительная ошибка при этом не превышала 8,4 %.

С целью большей надежности в оценке направления осмо­тических перетоков рекомендуется определять, в зависимости от глубины скважины, комплекс параметров: плотность про­мывочной жидкости и ее минерализацию, гидростатическое давление, минерализацию и состав лоровых (пластовых) вод, температуру пород и их влажность, а также осмотическое по- ровое давление и давление в стволе скважины. По разности

±Ар = |рпл—рр | (3.19)

устанавливают направление перетоков. При значении +Др переток будет направлен из пласта в ствол скважины, а при —Ар— наоборот, из ствола скважины в пласт. Поэтому пер­вой мерой профилактики обрушений водочувствительных пород (глина, глинистые сланцы, аргиллиты, соли и др.) является ис­ключение гипертоничности поровой жидкости по отношению к фильтрату бурового р-аствора. Указанные зависимости (3.17; 3.18; 3.19) позволяют с учетом реальных условий выявлять зоны осложнений, назначать степень искусственного засоления про­мывочных жидкостей и экономно расходовать химические реа­генты.

В связи с наличием в скважине естественного электриче­ского поля развивающийся самопроизвольный процесс электро — осмотического массопереноса жидкости в пласт может увели­чить степень влажности глинистой породы в приствольной зо­не, снизить ее прочность и послужить, наряду с другими про­цессами, причиной обвалообразования.

Считается, что чем больше разность потенциалов между бурильными трубами и горными породами, тем больше воз­можность появления осложнений нормального процесса углуб­ления скважины. Профилактическими мерами в этом случае ■считают: 1) использование токонепроводящих или слабо про­водящих ток растворов на нефтяной основе и эмульсионных промывочных жидкостей; 2) снижение напряженности естест­венного электрического поля в затрубном пространстве при бурении с промывочными растворам« на водной основе за счет введения в них химических реагентов. Электродный по­тенциал, например, стали марки 40ХН, эффективно снижает соли: K2Cr207; NaCl; KCl; СаС12 и А1С13.

Наибольшее снижение электродного потенциала сплава Д16Т достигается при использовании органических соедине­ний: полиакриламида, модифицированного крахмала и лигно- сульфонатов.

В СССР и за рубежом были разработаны и применяются различные растворы на нефтяной основе, полимер-солевые (в основном, калиевые) растворы на водной основе с регули­руемой водоотдачей, обеспечивающие стабильность глинистых пород в стенках скважины. Так, например, отраслевой лабо­раторией ТТРБ ЛГИ были успешно испытаны полимеркалие — вые растворы с добавками реагентов: КМЦ и крахмала. В ка­честве полимера был использован полиакриламид.

Фирмой «Бароид» был предложен глинистый раствор на основе калийных соединений. Он включал хлорид кальция, ка — лийно-лигнитовые соединения, неионогенны ПАВ, гидроокись калия и биополимер ХС.

Наряду с этими растворами с переменным успехом приме­няются различные алюминатные, кальциевые, силикатные, эмульсионные и растворы на нефтяной основе.

Основными требованиями к технологии применения буро­вых растворов, используемых для бурения по жестким глини­стым породам, в состав которых входят минералы: монтморил­лонит, вермикулит, хлорит и каолин набухающих форм, явля­ются: 1) обеспечивание обратного осмоса; 2) применение до­бавок, обладающих ингибирующим действием, препятствую­щих гидратированшо и диспергированию глинистых пород, а также придающих им водопрочность; 3) применение раство­ров с минимальной водоотдачей с повышенной вязкостью дис­персионной среды, препятствующей проникновению фильтрата в глинистую породу; 4) введение в раствор калиевых солей, обеспечивающих упрочнение породы; 5) обеспечение ламинар­ного движения потока раствора в зоне неустойчивых глини­стых пород; 6) снижение гидродинамических ударов на пласт при пуске иасоса и производстве спуско-подъемных операций.

Стабилизация глинистых пород в стенках скважин может также способствовать вибрации бурового инструмента и на­дежной очистке бурового раствора от выбуренной породы с целью поддержания постоянных свойств раствора.

При бурении по вязкопластичным породам небольшой мощ­ности углубление скважины можно производить ниже ослож­ненного горизонта в течение определенного безопасного вре­мени, за которое сужение ствола дойдет до некоторого допу­стимого диаметра, обеспечивающего свободный проход бурового инструмента. Этот метод предусматривает необходимость соз­дания конструкции скважины с увеличенным диаметром в зоне пластического течения пород и предварительной оценки предела текучести и вязкости проходимых горных пород.

Комментарии запрещены.