13.3 Пластические деформации хемогенных пород.
Как было отмечено, при полном насыщении раствора солью растворениение соленосной породы прекращается. Но вследствие высокой объемной энергии соленосной породы (значительно превышающей объемную энергию соли в растворе) молекулы воды попрежнему всасываются горной породой, в результате чего ее прочность снижается. Опыты Романова В.С. ( ) показывают, что выдержка образцов каменной соли течении 20-25 суток в насыщенном солевом растворе NaCl приводит к уменьшению их прочности в среднем на 40 % (с 28 МПа до 18,2 МПа) Весовая влажность в первые 10 суток составила 3,0-3,5%.
Порядок двухстороннего массопереноса можно выразить схемой в которой слева указана перебуриваемая горная порода (соль), справа соль растворенная в воде; стрелками можно показать направление перемещения ионов соли и молекул воды, двумя косыми и невозможностью диффузировать ионов.
Таблица 13.5
Массоперенос ионов соли и молекул воды
Влияние воды на горную породу. |
Раствор, насыщенный солями |
Не растворяет, но увлажняет сольNaCl |
< Н2О + NaCl (насыщенный) |
Растворяет соль MgCl2 |
<Н2О + NaCl (насыщенный) |
Не растворяет, но увлажняет сольNaCl |
<H2O + MgCl2 (насыщенный) |
Не растворяет, но увлажняет MgCl2 |
<H2O + MgCl2 (насыщенный) |
Не растворяет MgCl2 и не увлажняет |
нефть ( PHO) |
Из таблицы видно, что при бурении галита для предупреждения растворения соли следует использовать насыщенный раствор соли NaCl или MgCl2 на нефтенной основе, при бурении бишофита – насыщенный раствор соли MgCl2 на нефтенной основе.
Увлажнение и снижение прочности соли приводит (под действием горного давления) к пластическим деформациям солевых отложений. Размытые части горной породы одновременно с размыванием заполняются пластически деформированной солью. Каверны, следовательно, в таких породах не образуются.
Рис. 13.4. Зависимость относительной деформации образцов бишофита от времени для различных растворов: 1 - изолированный образец, 2 - в растворе ИБР. 3 - в обращенной эмульсии, насыщенной МgСl2; 4 - в обращенной эмульсии с пресной водой, 5 - в пресыщенном MgCI2; глинистом растворе, содержащем 30 % нефти. 6 - то же, но без нефти, 7 - в нефтеэмульсионном глинистом растворе, насыщенном NaCI
При наличии в соленосных отложениях терригенных пород , не склонных к пластическим деформациям, каверны образуются довольно часто .
Влияние , применяемых в России буровых растворов на пластическую деформапцию полых образцов солей изучали О.К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков на установке УГП 300-100. Они установили, что пластические деформации солей наблюдаются во всех водных и эммульионных растворов электролитов, насыщенных солями NaCl, MgCl2 максимальные деформации соли наблюдались в растворах насыщенных солями NaCl, меньшей деформацией обладают соли, помещенных в насыщенные растворы MgCl2. Здесь двухвалентные катионы Mg, обладающие более высоким зарядом способные препятствовать диффузии ионов Na из образца в раствор NaCl. В то же время при бурении бишофита ионы Mg благодаря более высокого его потенциала способны вытеснять ионы Na из насыщенного раствора этой соли и растворяться в растворе галенита.
Подобные исследования О.К. Ангелопуло и др. проводили по изучению пластической деформации полных образцов бишофита. Результаты исследований показаны на рис. 13.3.
Из рисунка 13.3 следует что наибольшую скорость деформации (как и отмечено выше) имел образец бишофита в среде эмульстонного раствора, насыщенного солью NaCl. Именно этот раствор под названием НЭГР широко применялся ранее для бурения соленосных толщ, что приводило к тяжелым осложнениям. Более устойчивым был образец в растворе MgCl2.
Полученные экспериментыльные кривые соответствуют «кривым ползучести» (рис. 13.4) пластичных тел (см. Н.М. Беляев Сопротивление материалов. Издательство «Наука» главная редакция физико-математической летиратуры – М-1976.)
Р
ис.
13.4
Согласно теории о ползучести вид кривой зависит от рода материала, его прочности, напряжений, температуры.
Одна из характерных кривых ползучести изображена на рис.13.5. При нагружении образца его деформация сжатия нагружении образца возрастает довольно быстро (почти мгновенно) от нуля до некоторой величины (точка А).
Р
ис.
13.5
Начиная с точки А (в соответствии с теорией ползучести) наблюдаются упругие деформации соли неравномерно увеличивающиеся во времени со все меньшей скоростью (вследствие постепенного уплотнения и упрочнения соли). Это область AB соответствует неравномерной или неустановившейся ползучести.
Далее в соответствии с теорией с увеличением времени наступает вторая стадия ползучести (участка BC) – стадия пластической деформации (по теории – стадия равномерной или установившейся ползучести) с постоянной скоростью деформирования вследствие уменьшения со временем длительной прочности образца.
При отсутствии увлажнения образцов соли (пункт 1, 2) пластические деформации вообще не имеют места, кривые ползучести в области пластической деформации представляют прямую параллельную линию, расположенную параллельно оси абцисс BC и выходящую из точки B.
При наличии весьма гидрофильных пород при их быстром увлажнении в пресных жидкостях или растворах с высокой растворяющейся способностью (например растворах NaCl) прочность образцов соли быстро снижается стадия упругой деформации отсутствует, скорость деформации резко возрастает вплоть до разрушения образца (позиция 4 и 7).
Из полученных графиков видно, что растворы, насыщенные солями с поливалентными катионами или насыщенными солями одноименными с горной породой катионами горную породу не способны растворять, но в результате ее увлажнения водой соли способны снижать свою прочность и пластически деформировать с различной интенсивностью в зависимости от валентности катионов, растворенной соли. Более интенсивно в растворах с одновалентными катионами, менее интенсивно в растворах с катионами поливалентных катионов.
Переход катионов из горной породы в глинистый раствор приводит к его коагуляции, большим осложнениям в скважине замене раствора, дополнительным расходам.
Пластические деформации приводят к сужению диаметра или полному перекрытию скважин, повторному разбуриванию участков, прихватам снаряда и другим осложнениям.
В терригенных непластичных горных породых, насыщенных солью происходит интенсивное размывание горной породы, образуются каверны.
Каверны приводят к знакопеременным нагрузкам вращающейся колонны, выходу ее из строя. Шлам скопившейся в кавернах является потенциальной угрозой прихвата снаряда.
Исходя из вышесказанного можно сделать следующие выводы, что осложнения при бурении соленосных отложений связаны с преимущественно с высокой гидрофильностью пород и наличием воды в промывочных жидкостях. В чистой воде и ненасыщенных солями растворах происходит растворение и размывание горной породы, в насыщенных – пластические деформации.
Предотвращение осложнений возможно только путем замены воды в буровых растворах гидрофобными жидкостями (неполярными) жидкостями.
13.4 Промывочные жидкости, применяемые для бурения
соленосных отложений.
Основным свойством промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений должна быть малая растворяющая способность, которой достигают за счет насыщения бурового раствора солью и введения гидрофобной (неполярной) жидкости (нефти или дизтоплива). В зависимости от содержания нефти в растворе промывочные жидкости принято делить на соленасыщенные с добавками нефти (при малом содержании нефти) и растворы на нефтяной основе (при высокой концентрации нефти 45 % и более), стабилизированные эмульгаторами.
В качестве структурообразователя обычно используют активированную щелочами солестойкую палыгорскитовую глину (необработанный глинистый и соленасыщенный раствор) или стабилизированную полимерами высококоллоидальную глину, также активированную щелочами, реже конденсированную твердую фазу (гидрогели, солегели, высоленные лигносульфонаты), стабилизированную полимерами.
За границей (в Германии, Франции), в ряде геологоразведочных экспедиции России применяют неструктурированные (твердой фазой) полимерсолевые растворы, активированные щелочью. Такие растворы (табл.13.6, позиция 1) обладают малой вязкостью и малым СНС, что способствует повышению технико - экономических показателей бурения в солевом комплексе.
Необработанный глинистый соленасыщенный раствор (табл.13.6, позиция 2) применяют для бурения галита без. пропластков терригенных отложений. В качестве твердой фазы он содержит солестойкую глину (каолинит, палыгорскит), активированную щелочью (NаОН, Nа2СОз).
В качестве гидрофобизирующей добавки - 8-10 % нефти. Соль (галит) вводят до полного насыщения раствора.
Стабилизированный соленасыщенный раствор (табл.13.6, позиция 3) применяют при бурении соленосных отложений галита с пропластками глинистых пород. От необработанного раствора отличается наличием полимеров-стабилизаторов глинистой фазы: крахмала, КМЦ, ПАА и разжижителей - лигносульфонатов: ССБ, ФХЛС, КССБ для снижения вязкости раствора повышающейся вследствие поступления глины в раствор в процессе бурения терригенных пород.
Наиболее эффективными буровыми растворами для бурения соленосных отложении являются растворы на нефтяной основе (РНО): высококонцентрированные инвертные эмульсии (ВИЭР) и известково-битумные растворы (ИБР).
Таблица 13.6