2.1.2. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреж­дения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения.

Предлагаемая методика базируется на исходной информации, полу­ченной в результате промыслово-геофизических исследований скважин, данных механического каротажа и анализа пород по керну или шламу, и не требует дополнительных исследований. Исходной информацией яв­ляются данные о плотности глинистых пород и их поровом давлении, естественной влажности, гидратационной способности, минерализации поровой воды.

Исходную информацию получают следующим образом:

- строят кривую изменения плотности нормально уплотненных глин, ис­пользуя эмпирическую зависимость:

(8),

где - начальная плотность глин на глубине, условно принимаемой за нулевую, г/см³;

- средняя плотность глинистых минералов ( = 2,78 г/см³ );

J - показатель степени, зависящий от значения (J = 0,26 + 0,00025 ⁷ ), 1/км

е - основание натурального логарифма;

Н - глубина залегания глин, км.

- определяют фактическую плотность глинистых пород по кривой КС, результатам анализа шлама или керна;

- на графике кривой изменения плотности, определенной по формуле 8, строят график зависимости фактической плотности глин от глубины;

- на графике выделяют интервалы недоуплотненных глин (отклонение кривой в сторону понижения плотности), к которым и приурочены наиболее сложные виды осложнений;

- оценивают поровые давления Р_п по эквивалентным глубинам (рис.3) в интервалах нормально уплотненных (9) и недоуплотненных (10) глин:

Р_п = 0,01 _в Н (9),

Р_п = 0,01[Н _св - Н_э ( _свэ - _в)] (10),

где _в - плотность поровой (пластовой) воды, принятая равной 1,05 г/см^3;

_св - средневзвешенная плотность породы до глубины Н, г/см³;

_свэ - средневзвешенная плотность породы до глубины Н_э, г/см³:

Н - глубина, на которой определяется поровое давление, м;

- определяют влажность глин по формуле:

W = (1 - 0,3704 )100 (11),

где - плотность глин на глубине Н, г/см³;

- вычисляют активную влажность W_а, зависящую от воды, участвующей в процессах влагопереноса:

W_а = nW (12),

где n - доля влажности глин, участвующей в процессе влагопереноса:

n = -0.5 + 1,45 - 0,2 ( ) (13);

n = -1.76 + 6,73 -5,71 ( )

- определяют минерализацию поровой воды по одной из формул:

С_п = 181ехр[-11,7 (1-0,3704 )] – континентальные

С_п = 148ехр[-5,4 (1-0,3704 )] - лагунные (14);

С_п = 173,бехр[-4,47 (1-0,3704 )]- морские

- вычисляют гидратационную способность Q глинистых пород:

Q = 100/0,31 - 120 (15);

- оценивают потенциальную способность глинистых пород к нарушению устойчивости в процессе бурения по величине показателя устойчивос­ти "а" по формуле:

а = / _ну (16),

где , _ну – соответственно плотности пород в зоне недоуплотнения и нормально уплотненных на той же глубине залегания;

- осмотическое давление поровой воды определяют графически (рис. 4.) для температуры 20^оС;

- по значениям показателя устойчивости и гидратационной способности классифицируют глинистые породы согласно таблице 5.

Таблица 5.

Классификация глинистых пород.

Класс или категория устойчивости	Значение показателя устойчивости (а)	Гидротационная способность (Q)	Поведение пород при бурении.
1	1 – 0,95	до 5	Практически устойчивы
2	0,949 – 0,9	5 – 10	Подвержены незнечительным осыпям. Процесс бурения не нарушается.
3	0,899 – 0,85	10 – 25	Заметные осыпи, требующие периодических проработок ствола.
4	0,849 – 0,8	25 – 40	Значительные осыпи, приводящие к посадкам и затяжкам при движении колонны бурильных труб и повышению давления при промывке.
5	0,799 и менее	40 и более	Сильные осыпи, требующие систематических проработок, возможна частичная потеря ствола скважины.

Для принятия технологических решений полученные характеристики свойств глинистых пород помещают в сводную таблицу следующей формы (таблица 6.)

Выбор типа бурового раствора базируется на основе учёта категории устойчивости глинистых пород. Причём, категория устойчивости устанавливается по значениям показателя устойчивости и гидратационной способности по тому из показателей, который характеризует более низкую устойчивость.

Таблица 6.

Интер-вал, м

Плот-ность породы, г/см3

Поро-вое давле-ние, МПа

Влаж-ность, %

Актив-ная влаж-ность, %

Гидра-таци-онная спо-собно-сть

Осмо-тичес-кое давле-ние воды, МПа

Пока-затель устой-чивос-ти.

Темпе-ратура, оС

Класс устой-чивос-ти

Приме-чание

В таблице 7 представлены типы ингибирущих буровых растворов и осмотические давления их водной фазы. Конкретную, более детальную рецептуру подбирают непосредственно в промысловых условиях с уче­том свойств имеющихся реагентов.

Плотность бурового раствора определяется "Правилами безопас­ности в нефтяной и газовой промышленности” (п.2.10.3).

Значение показателя фильтрации, обеспечивающее минимальную скорость изменения влажности глинистых пород определяют по формуле:

Ф₃₀= (17),

где - осмотическая активность контактирующих сред, определяемая как разность осмотических давлений водной фазы бурового раствора и поровой воды, МПа.

Формула (17) справедлива для значений = 1...25 МПа и W_акт = 2...24%.

Выбранные тип и показатели свойств бурового раствора должны обеспечить устойчивое состояние ствола скважины на время, необходи­мое для бурения и крепления интервала. Изменение естественной влаж­ности пород приводит к изменению их свойств, то есть они переходят из более устойчивого состояния в менее устойчивое. При достижении критического значения наступает потеря устойчивости глин. Время ув­лажнения до критического значения можно получить по формулам, при­веденным в РД 39-0147009-723-88.

Естественно, на скорость увлажнения действуют и динамические нагрузки, имеющие место в процессе циркуляции, спуско-подъемных операций, особенно при неправильном выборе технологической оснас­тки бурильной колонны или параметров режима бурения.

В составе бурового раствора кроме основных компонентов, приве­денных в таблице 7, могут присутствовать и профилактические добавки.

Таблица 7.

Базовые рецептуры ингибирующих буровых растворов.

Тип бурового раствора	Состав бурового раствора, %мас	Осмотическое давление водной фазы, МПа	Класс устойчивости породы
1. Лигно-сульфонатный	Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 КССБ (ФХЛС, окзил)………………………3 КМЦ-500 (600)……………………………0.3 Каустическая сода……………………0,5 – 1 Пеногасители…………………………0,5 – 1 Вода……………………………….остальное	1 – 1,5	2,3
2. Известко-вый	Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Окзил (КССБ-4, ФХЛС)………………..2 – 3 Каустическая сода……………………0,5 – 1 Известковое молоко………………...…2,5 – 3 Пеногасители…………………………0,5 – 1 Вода……………………………….остальное	1,5 – 2,5	3
3. Гипсовый	Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 КССБ-4 (ФХЛС, окзил)………………..2 – 3 Каустическая сода…………………0,3 – 0,5 Известковое молоко……………...…0,1 – 0,3 Гипс………………………………………1 – 2 КМЦ-500…………………………..…0,3 – 0,5 Пеногасители………………………….…до 1	1,5 – 2,5	4,5
4. Хлор-кальциевый.	Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Хлористый кальций………………….…1 – 2 КССБ…………………………………….5 – 7 КМЦ (крахмал)……………………….…1 – 2 Известь гашеная…………………….0,3 – 0,5 Пеногасители……………………………1 – 2	1,5 – 4,5	4,5
5. Хлор-калиевый	Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Хлористый калий……………………..…3 – 5 КССБ……………………………………..3 – 5 Крахмал (КМЦ-600, метас, М-14)……0,5 – 1 Едкий калий……………………………0,5 – 1 Пеногасители…………………………..0,5 – 1	2,5 – 5	4,5
6.Силикатный	Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Жидкое стекло…………………………...3 – 5 Углещелочной реагент………………….3 – 5 КМЦ (метас, гипан)…………………...0,5 – 1 Окзил……………………………………...2 - 4	3 – 6	3,4
7. Мало-глинистый	Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Окзил……………………………………..3 – 5 Каустическая сода……………...……0,3 – 0,5 Метас (гипан, М-14)……………...…0,3 – 0,5	1 – 2	4,5
8. Соле-насыщенный	Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Каустическая сода……………...……..0,5 – 1 Крахмал (КМЦ-500, метас)…………….1 – 3 КССБ-4…………………………………..3 – 5 Хлорид натрия…………….…до насыщения Пеногасители………………………..0,2 – 0,3	Более 20	4,5