Зачастую многие инженеры по буровым растворам при появлении первых признаков нестабильности ствола скважины первым делом используют два приема:
1) увеличивают концентрацию KCl;
2) увеличивают плотность бурового раствора.
Традиционная школа буровых растворов считает ион калия панацеей при решении проблем с неустойчивостью глинистых пород. В учебниках часто встречается цифра 2,66А – диаметр иона K+, который «идеально встраивается в межплоскостное пространство глинистых частиц», равное 2,8 А.
И действительно, на первый взгляд, эти меры работают. Осыпи и обвалы прекращаются, давление нормализуется, шлам на ситах становится меньше: по всем признакам стабильность скважины восстановлена. Механическое взаимодействие раствора и породы нейтрализовано. Но остается физико-химическое взаимодействие, которое зависит от времени контакта жидкости с глиной.
Как показывают лабораторные исследования и полевые наблюдения, такая видимость стабильности сохраняется в течение 2 – 3 дней. Затем ситуация усугубляется и может привести к полной потере контроля над стабильностью скважины. При проникновении фронта раствора и фильтрата в структуру породы время устойчивого состояния ствола скважины стремительно сокращается. Во время проработок опять начинают появляться обвальный шлам, скачки давления и затяжки и связанные с этим НПВ.
«Глина» – общий термин. Глинистые породы состоят из разных минералов, основные из которых: иллит, хлорит, каолинит, монтмориллонит. Долгие годы каолинит не считался «проблемным» типом минерала по сравнению, например, с монтмориллонитом, который гораздо сильнее подвержен гидратации и набуханию при взаимодействии с водой. Но набухание глинистых частиц – далеко не единственное их отрицательное свойство применительно к вопросу стабильности ствола скважины. Хрупкие каолинитовые сланцы с катионообменной емкостью 0 – 3 мг-экв/100г могут доставить не меньше проблем, чем мягкие смектитовые глины с емкостью 20 – 40 мг-экв/100г.
Как показывают лабораторные исследования и полевые наблюдения, такая видимость стабильности сохраняется в течение 2 – 3 дней. Затем ситуация усугубляется и может привести к полной потере контроля над стабильностью скважины. При проникновении фронта раствора и фильтрата в структуру породы, время устойчивого состояния ствола скважины стремительно сокращается. Во время проработок опять начинает появляться обвальный шлам, скачки давления и затяжки и связанные с этим НПВ.Как показывают лабораторные исследования и полевые наблюдения, такая видимость стабильности сохраняется в течение 2 – 3 дней. Затем ситуация усугубляется и может привести к полной потере контроля над стабильностью скважины. При проникновении фронта раствора и фильтрата в структуру породы, время устойчивого состояния ствола скважины стремительно сокращается. Во время проработок опять начинает появляться обвальный шлам, скачки давления и затяжки и связанные с этим НПВ.
Одна из причин, которая с большой долей вероятности может привести к осыпям и обвалам стенки скважины, сложенной глинистыми породами с высоким содержанием коалинита, заключается в следующем:
При взаимодействии минерала каолинита с ионом K+ происходит необратимая минералогическая реакция: 3Al2Si2O5(OH)4+2K+= 2KAl3Si3O10(OH)2+2H++3H2O.
При этом нарушаются структура глинистого сланца, ее целостность. Происходит обезвоживание, сжатие и охрупчивание, образуются микротрещины, увеличивается проницаемость породы, начинаются перенос порового давления и потеря контроля над стабильностью скважины [1]. Для примера приводится минералогический состав глин ганькинской, березовской и кузнецовской свит, встречающихся на месторождениях Сибири и Ямала.
Как видно (табл.), преобладающим минералом в составе глинистых пород «проблемных» ганькинской, березовской и кузнецовской свит является каолинит.
Особо тщательный подход к оптимизации состава бурового раствора с учетом минералогии глин и использованием проверенных решений может позволить получить ингибирующую способность бурового раствора на водной основе, сопоставимую с растворами на углеводородной основе.
Следуя вышеизложенному, представляется обоснованным использование систем буровых растворов с минимальным, технологически оправданным содержанием K+ при бурении глинистых горизонтов с преобладанием минерала каолинита.
Также важно, чтобы дифференциальное давление действовало на стенку скважины, а не рассеивалось вглубь породы через систему микротрещин. Поэтому обязательным условием является наличие в буровом растворе высокоэффективных герметиков («силантов») на основе асфальтенов, полимерной смолы, силикатов, латекса и полигликолей.
Из нашей линейки к такому типу химреагентов относятся: Стабилайт II (асфальтен), Оптитрол (полимерная смола), Shale-X (метилсилоксаны), Макс-Флекс (латекс) и Джи-Дрилл (полигликоли).
Особо тщательный подход к оптимизации состава бурового раствора с учетом минералогии глин и использованием проверенных решений может позволить получить ингибирующую способность бурового раствора на водной основе, сопоставимую с растворами на углеводородной основе.
