5 .2. Осложнения, связанные с разбуриванием

хемогенных пород

Соленосные отложения представляют собой комплекс легкоразмывающихся хемогенных и терригенных пород. После перебуривания соленосных отложений под воздействием нескомпенсированных напряжений горная порода стремится занять устойчивое положение, вследствие чего в приствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пластические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непрочных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидкостей: растворение и размывание стенок скважин. Растворение соли ухудшает качество БР, требуются дополнительные затраты труда и средств на его стабилизацию. Осложнения при разбуривании хемогенных пород (рис. 5.3) 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 разбуриванием хемогенных пород, являются глубина залегания соленосной 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 (табл. 5.1).

Таблица 5.1

Критические температуры для наиболее распространенных солей

Наименование соли	Плотность, г/см3	Критическая температура, °С
Галит	2,13–2,15	200
Сильвин	1,98	150
Бишофит	1,56	110
Кизерит	2,57	45

Косвенная оценка статической прочности соляных пород в зависимости от пластовой температуры позволяет установить вид и интервалы возможных осложнений на стадии проектирования (табл. 5.2).

Таблица 5.2

Зависимость статической прочности соляных пород от температуры

Температура, °С	Статическая прочность, МПа соляных пород
	Ангидрит	Галит	Гипсолит	Сильвин	Бишофит	Рапа
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

Если напряжения, действующие в массиве соленосной толщи, не превышают статическую прочность соли, то возможно образование каверн (растворение и размыв соли) при условии, что пластовая температура равна или меньше критической. Если пластовая температура выше критической, то напряжения, действующие в массиве соленосной толщи, превышают статическую прочность соли, тогда возможно сужение ствола скважины (течение солей). 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, профилеметрии, термометрии. При вскрытии соляных пород происходит резкое увеличение механической скорости: в ангидритах  до 28 м/ч; в галитах  до 1020 м/ч; в калийно-магниевых солях  до 2060 м/ч. Максимальные каверны (более 80 см), отмеченные на профилеграммах, при разбуривании хемогенных пород указывают на наличие в исследуемом интервале пропластков калийно-магниевых солей. С целью определения наличия ионов магния в фильтрате БР (пластов бишофита) регулярно производят контроль за его химическим составом.

Выбор типа БР основывается на учете минералогического состава соленосной толщи и ее забойной температуры.

Наиболее солеустойчивые эмульсионные буровые растворы получают из кальциевых глин и палыгорскитовых глинопорошков.

Плотность БР для разбуривания хемогенных пород определяют двумя методами. Определение плотности БР 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 БР, обеспечивающая устойчивость ствола скважины в процессе углубления, определяется из следующих формул:

1. для галитов и гипсов

р_б._р = 1+ 0,008(t  10);

2. д ля бишофитов, калийных солей, а также при наличии в солях высоковлажных (монтмориллонитовых) глин

р_б._р = 1,23 + 0,008(t ─ 10);

3. при наличии в пластах солей линз с рапой ,

где μ  коэффициент Пуассона, для солей изменяющийся от 0,42 до 0,45.

Верхний предел плотности БР, при котором исключается пластическое течение солей, определяется по формуле

,

где р_ст  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.

Подвижный характер пласта за пределами колонны приводит к ее смятию (рис. 5.4) и соответственно уменьшению внутреннего диаметра.

Признаки нарушения колонны:

– увеличение затрат мощности на бурение;

– металлические осколки на поверхности;

– увеличение силы вращения и торможения.

Избыточное давление на устье скважины создается исходя из условия соответствия плотности БР (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 БР будет та, при которой избыточное давление в период наблюдения остается постоянным. За первоначальную плотность принимают нижний предел плотности выбранного БР. Первоначальную плотность БР проверяют на ограничительное требование  сужение скважины за двое суток не должно быть более 0,5 % диаметра долота. Контроль над скоростью течения солей осуществляют с помощью профилеметрии. В случаях, когда при выбранной плотности данное требование нарушается, производят утяжеление БР до значения, при котором это требование соблюдается. Верхний предел плотности выбранного БР должен быть меньше плотности, приводящей к гидроразрыву вышележащих пород. При разбуривании глубоко залегающих пластов магниевых солей, а также при вскрытии линз с рапой плотность БР 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 БР.

К вскрытым соленосным отложениям в большинстве случаев приурочены интервалы интенсивного кавернообразования. Причиной образования каверн являются растворимость 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 БР 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 БР;

– использовать способ бурения скважины «опережающим стволом»;

– увеличить зазор между диаметрами долот и обсадной колонны на 0,05 м по сравнению с принятым.

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 разбуриванием хемогенных пород. Буферную жидкость выбирают в зависимости от используемого БР:

• для эмульсионного раствора, насыщенного хлористым натрием,  воду с сульфонолом до 0,5 %;

• для хлормагниевых, хлоркальциевых, гидрогеля рассолов или растворов на нефтяной основе  воду, насыщенную хлористым натрием.

Объем буферной жидкости составляет 1020 м³, прокачивают его в один или несколько приемов (23 пачки по 57 м³).

Прихваты колонны бурильных труб, возникшие в результате пластического течения солей, можно ликвидировать путем замены БР на воду. Для ликвидации рапопроявлений необходимо провести следующие работы:

– поднять колонну бурильных труб выше линзы с рапой на 200–

300 м;

– провести разрядку «линзы» путем многократных промывок БР, используемым для разбуривания хемогенных пород;

– восстановить исходную плотность БР 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. Перед вскрытием хемогенных отложений произвести полную профилактику всего оборудования, бурильной колонны, талевой системы, инструмента, КИП. Вскрытие интервала пластичных пород и дальнейшее углубление скважины можно производить роторным способом; с промывкой, обеспечивающей полную очистку ствола скважины от шлама (отрыв долота от забоя во время бурения хемогенных отложений осуществлять через каждые 10 мин). При бурении хемогенных отложений плотность БР поддерживать согласно рабочему проекту и регламенту на технологию бурения в условиях пластичного течения солей.

Перед вскрытием хемогенных отложений, с целью предупреждения кавернообразования ствола скважины, произвести предварительную обработку БР по циклу (и в мерниках) каменной солью до его полного насыщения. В тех случаях, когда скважина перешла в аварийное состояние, работы по ликвидации последствий осложнений выполняют по специально разработанному руководством бурового предприятия плану.

При критической температуре плотность бурового раствора должна быть равна средневзвешенной плотности вышележащих горных пород, что исключит течение солей. Для снижения водоотдачи буровые растворы обрабатываются КМЦ, крахмалом, гипаном. Для повышения активности стабилизаторов рН растворов поддерживается в пределах 810 путем добавления кальцинированной соды или щелочи.

Буровые растворы для бурения соленосных отложений должны обладать двумя основными качествами: малой растворяющей способностью, высокой солестойкостью. Малая растворяющая способность раствора достигается двумя путями: насыщением его солью и использованием неполярной (гидрофобной) жидкости (нефти, дизтоплива).

Высокой солестойкости раствора можно достичь за счет исключения из БР глины, использования солестойкой стабилизированной полимерами глины, ее заменой конденсированной твердой фазой. Неструктурированные соленасыщенные полимерные растворы обладают малой вязкостью и малым СНС, что способствует повышению технико-экономических показателей бурения солевого комплекса. Растворы могут быть использованы при бурении как чистых галитов, так и соленосных комплексов (галит с прослоями терригенных отложений).

Недостатки: нельзя применять при бурении других соленосных отложений, кроме галитов, неэффективны они и при бурении галитсодержаших пород с наличием тяжелого и крупного шлама. В этом случае более эффективными являются соленасыщенные глинистые растворы с добавками нефти (с солестойкой глиной или глиной, стабилизированной полимерами и лигносульфатами). Но и эти растворы пригодны только при бурении галитсодержащих пород.

Кроме того, они обдают высокой водоотдачей и низкими структурно-механическими показателями. Делаются попытки замены глины более солестойкой твердой фазой. Эти растворы более универсальны, применяют их при бурении солей как одновалентных, так и поливалентных металлов.

Конденсированные дисперсные системы с твердой фазой в виде гидроксидов поливалентных металлов получили название гидрогелей (гидрогель магния, гидрогель цинка, гидрогель свинца, гидрогель алюминия), а с дисперсной фазой в виде труднорастворимых солей – солегелей (гипсовый солегель, силикатокальциевый, алюмосиликатный), а с дисперсной фазой в виде солей и гидроксидов поливалентных металлов – гидросолегелей. Наиболее широкое распространение в России получил гидрогель магния. Это соленасыщенный раствор солью КаС1 (для бурения галитсодержащих пород) или МgС1₂ (для бурения бишофита или карнолита). Конденсированной фазой является гидроксид магния, который образуется в результате взаимодействия хлористого магния с едким натром:

МgС1₂+2NаОН=Мg(ОН)₂+2NаС1.

Для предупреждения образования крупных кристаллов после появления микрокристаллов в раствор добавляют полимер КМЦ700. Для ускорения кристаллизации в раствор добавляют затравки: тонко измельченные мел, глину, лигнин, шламы, шлаки, золу, известь и т. д.

К недостаткам гидрогелей и солегелей следует отнести высокую материалоемкость, повышающую себестоимость промывочных жидкостей.

Унифицированными являются соленасыщенные силикатно-глинистые и силикатные растворы с добавками хлоридов кальция или магния. В результате взаимодействия жидкого стекла с ионами двухвалентных металлов на стенках скважины образуется труднорастворимая пленка, предотвращающая растворение горной породы. В последних насыщать раствор поваренной солью не требуется. Объем соли: на 1 % СаС1₂ необходимо добавлять 3,7 % Nа₂Si0₃, а на 1 % МgС1₂  4,3 % Nа₂Si0₃. Повышенное содержание жидкого стекла ведет к сильному загущению раствора, поэтому при наличии подземных вод с хлоркальцевой агрессией в силикатно-глинистые растворы для снижения вязкости предлагается вводить сульфаты или карбонаты натрия.

Наиболее эффективными для бурения соленосных отложений являются растворы на нефтяной основе: высококонцентрированные инвертные эмульсии (ВИЭР) и известково-битумные растворы (ИБР). Высококонцентрированные инвертные растворы отличаются от соленасыщенных растворов более высокой концентрацией нефти и стабилизацией эмульсии эмульгатором. В связи с малой концентрацией бентонита в растворе полимерами его не стабилизируют. Термостойкость раствора повышают битумом от 1 % до 100 °С, 2 %  при 100180 °С, 3 %  при 140180 °С.

Стабильность эмульсии регулируют добавкой СМАД. Вязкость раствора регулируют содержанием воды и нефти; с увеличением воды вязкость возрастает.

Известково-битумный раствор применяют для бурения легко набухающих глин и соленосных отложений при вскрытии продуктивных нефтеносных отложений. Он отличается от инвертных эмульсионных растворов почти полной заменой воды на нефть. Воду в количестве 1660 кг добавляют лишь для гашения извести в растворе. Воду и гидрофильную твердую фазу (известь, барит) стабилизируют сульфонолом.

Установлено, что наиболее эффективными являются растворы ИБР, несколько менее эффективными – растворы ВИЭР, насыщенные солями МgС1₂, и глинистые растворы с добавкой 30 % нефти. Наименьшую эффективность из исследуемых промывочных жидкостей показал нефтеэмульсионныи раствор, насыщенный поваренной солью.