Виды деформационных осложнений при бурении в глинистых и глиносодержащих породах

Особенности технологии бурения в глинистых породах.С учетом отечественного и зарубежного опыта, а также выпол­ненных в ЛГИ исследований разработана классификация глини­стых пород по группам тяжести осложнений, развивающихся в процессе углубки скважин [Осн.1], (табл. 3.11 и 3.12). Данная класси­фикация в отличие от существующих охватывает большинство глинистых пород (глины, аргиллиты, сланцы, аргиллитизированные породы, мергель и т. д.), наиболее часто встречаемых при разведочном бурении на твердые полезные ископаемые. Эти породы подразделены на шесть классов — от мягких неустойчи­вых до твердых устойчивых. Для каждой группы пород даны краткая характеристика минерального состава и возможное по­ведение при взаимодействии с промывочной жидкостью. Указаны основные методы лабораторных и полевых исследований. При­ведены значения показателей, используемых для оценки со­стояния глинистой породы в дистиллированной воде, в том числе v_n и т„, применяемые в зарубежной практике. Это позволяет увязать изучаемую конкретную глинистую породу с уже извест­ными данными. Предложенная классификация собрала имею­щиеся разрозненные (отечественные и зарубежные) сведения в единую систему, что важно для технологов, занимающихся ре­шением конкретных задач по сохранению устойчивости глинис­тых пород в стенках скважин, поскольку позволяет сократить объем дополнительных исследований.

Породы первой и второй групп склонны к течению, ползучести, сальникообразованию, сужению ствола скважины, к кавернообразованию в случае их залегания совместно с солевыми отложе­ниями. При бурении на твердые полезные ископаемые эти породы в основном встречаются на небольших глубинах (~300 м) и особой опасности не представляют, если бурение ведется по ра­циональной технологии. В качестве очистного агента можно ис­пользовать глинистые полимерные промывочные жидкости с ма­лым содержанием твердой фазы. Опыт бурения в таких породах с промывкой глинистым и полимерглинистым растворами позволяет согласиться с выводами о формировании в пристволь­ной зоне (в натриевых глинах) экрана, препятствующего глубо­кому проникновению в них фильтратов растворов. При создании противодавления на пласт в породе может происходить только внутрипластовое набухание, не ведущее к ее сползанию и обрушению в ствол скважины.

На больших глубинах следует применять полимеркалиевые, полимерсиликатно-калиевые и другие растворы с повышенной плотностью и ограниченной фильтрацией промывочной жидкости.

В породах третьей группы должны применяться промывочные жидкости с высокими ингибирующими свойствами (к породе в массиве и к взвешенным частицам в растворе), сдерживаю­щими набухание глинистых пород [Осн.1] (см. табл. 3.11). В зарубеж­ной практике для бурения нефтяных скважин рекомендуются долота, обеспечивающие при проходке глинистых сланцев и ар­гиллитов получение крупных их фракций. Последние, находясь в ингибирующем растворе, не диспергируются и выносятся из скважины на поверхность. Следует ограничивать скорость потока в затрубном пространстве для снижения эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины, однако при этом должен быть обеспечен надежный вынос из нее шлама.

Четвертая группа выделена в связи с тем, что исследования таких или аналогичных глинистых пород в отечественной и зару­бежной практике неизвестны. Для обеспечения нормальных ус­ловий углубки в этих породах необходимо тщательное соблюде­ние комплекса мероприятий по сохранению устойчивого состоя­ния пород в скважине при проведении различных технологических операций. К ним относятся: применение ингибирующих растворов, ограничение интенсивности СПО, поддержание состава и свойств требуемой промывочной жидкости в заданных пределах в тече­ние всего срока проходки осложненного интервала, предупрежде­ние опасного роста репрессии на пласт и механического воздей­ствия колонны бурильных труб на стенки скважины, исключение любых задержек и простоев.

Учитывая, что современные промывочные жидкости обеспечи­вают только временную устойчивость пород данной группы, не­обходимо выбирать технологию и организовывать буровые ра­боты таким образом, чтобы заблаговременно пройти и закрепить трубами опасную зону. Допустимое время, гарантирующее без­аварийность работ, должно быть установлено опытным путем для конкретных геологических условий и определенного вида промы­вочной жидкости. В случае начала кавернообразования следует тщательно промыть скважину и затампонировать нижнюю часть каверны.

Породы пятой группы требуют, прежде всего, снизить меха­ническое воздействие колонны бурильных труб на стенки сква­жин. При бурении на ряде угольных месторождений с высоким газосодержанием отмечаются обвалы глинистых пород (сланцев, эргиллитов, мергелей и др.). В этом случае, как при бурении ^в условиях проявлений горных ударов, применение промывочных Жидкостей не способно предупредить процесс кавернообразования в стенках скважин. Используя опыт проходки горных выработок, можно рекомендовать в таких условиях бурение пилот-скважин малого диаметра с последующим расширением ствола до проектного размера и перекрытием опасной зоны колонной об­садных труб.

После проходки интервалов, представленных любыми из рас­смотренных глинистых пород, в случае дальнейшей углубки сква­жины должна устанавливаться колонна обсадных труб или хво­стовик для крепления опасного участка. При глубине скважин до 1000 м с целью предотвращения обрушения глинистых пород IV—VII категорий рационально применять вместо различных про­мывочных жидкостей промывку пеной.

Геологические причины нарушения устойчивости глинистых и глиносодержащих пород.

Геологические причины относятся к неустранимым и охватывают все геологические, гидрогеологические и сейсмические особенно­сти условий изучаемого объекта (участка буровых работ), влия­ющие на устойчивость пород в скважине.

Влияние минерального состава глинистых пород на целостность ствола скважины.

Различают натриевые (щелочные) и кальциевые (щелочноземель­ные) глины. Обменный комплекс первых содержит 60—70 % ионов натрия, они обладают высокой дисперсностью, набухаемостью, способностью увеличиваться в объеме в воде в 15—20 раз. В обменном комплексе кальциевых глин преобладают ионы каль­ция и других двух-, трехвалентных металлов, они меньше набу­хают, хуже диспергируются в воде.

Частицы глинистых минералов имеют чешуйчатую форму с размером коллоидных фракций менее 0,001 мм и кристаллическое строение. Многообразие глинистых минералов определяется различным сочетанием повторяющихся структурных слоев, паке­тов, каждый из которых образует плоскую решетку: тетраэдри-ческую (кремнекислородную), октаэдрическую (гиббситовую) и бруситовую.

В минералах группы монтмориллонита связь между кремне-кислородными и гиббситовыми пакетами проходит по кислород­ным поверхностям и поэтому относительно слаба, она определя­ется ван-дер-ваальсовыми силами. Такая особенность строения кристаллической решетки позволяет молекулам воды и полярным органическим молекулам легко входить в межпакетное прост­ранство, изменяя его размеры и вызывая набухание породы. Эти минералы характеризуются выраженными катионообменными свойствами, что проявляется в способности глины связывать оп­ределенно число катионов, причем одни из них могут быть ча­стично или полностью заменены другими в эквивалентных коли­чествах. Обменная емкость монтмориллонита — более 50 X XlO"⁵ моль/кг. Минералы группы монтмориллонита встречаются в глинистых породах палеогенового, мелового, юрского, перм­ского и каменноугольного возраста. В более ранних породах не обнаружены. Несколько меньше их содержание в четвертичных и палеогеновых породах.

В минералах группы каолина изоморфные замещения в ре­шетке весьма незначительны, поэтому для них характерен устой­чивый химический состав. Пакеты кристаллической решетки као­линита имеют наиболее прочную водородную связь. Они не под­вержены расклиниванию диполями воды. Реже встречаются каолинит в аморфной фазе с менее упорядоченной структурой и слабой связью между образующими пакетами. Минералы разру­шенного каолинита могут расклиниваться одномолекулярным слоем воды и терять прочность.

К этой группе относят и галлуазитовые минералы, тоже с ме­нее упорядоченной структурой и слабой связью между пакетами, способные расклиниваться одномолекулярным слоем воды с не­которым увеличением толщины гидратированного структурного пакета. Обменная емкость — (34-15)- 10~⁵ моль/кг. Минералы данной группы входят в состав отложений карбона и девона (35— 40 %) и реже — в породы мезо-кайнозойского возраста.

Минералы группы хлорита по своим свойствам близки к ил-литу. Чередующиеся талькоподобные (с отрицательным зарядом) и бруситоподобные (с положительным) слои уравновешивают друг друга. Ионная связь между слоями достаточно прочна. Ми­нералы этой группы не набухают. Однако связь может быть ос­лаблена, например, изоморфным замещением в тальковом слое с уменьшением его заряда в связи с появлением нескомпенсиро­ванных отрицательных зарядов в кристаллической решетке.

Рекомендуемая литература: Осн. 1.с. 40-156

Контрольные вопросы:

1) Причины возникновения аварий с долотами

2) Виды осложнений при бурении в глинистых породах

3) Особенности технологии бурения в глинистых породах

4) Геологические осложнения устойчивости глинистых глиносодержащих пород.