Минералогический состав глинистых отложений и его влияние на стабильность ствола скважины

MINERALOGICAL COMPOSITION OF CLAY DEPOSITS AND ITS INFLUENCE ON THE STABILITY OF A WELL BORE

SHIROKOV M.N.1
1 «Cloto» Ltd
Arkhangelsk, 163012,
Russian Federation

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.

It seems reasonable to use drilling fluid systems with a minimum technologically justified K+ content when drilling clay horizons with a predominance of kaolinite mineral. It is also important that the differential pressure acts on the wall of the well, and does not disperse deep into the rock through a system of microfractures. Therefore, a prerequisite is the presence in the drilling fluid of highly effective sealants based on asphalt, polymer resins, silicates, latex and polyglycols.

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.
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.

Литература

1. Wilson M.J. and Wilson L. Clay mineralogy and shale instability: an alternative conceptual analysis [Электронный ресурс]. URL: https://www.cambridge.org/core/journals/clay-minerals/article/clay-mineralogy-and-shale-instability-an-alternative-conceptual-analysis/43A6A30769B735FFB6297D84EDE9D0E4 (Published by Cambridge University Press: 27 February 2018) (дата обращения: 20.03.2020).

References

1. Wilson M.J. and Wilson L. Clay mineralogy and shale instability. An alternative conceptual analysis. Available at: https://www.cambridge.org/core/journals/clay-minerals/article/clay-mineralogy-and-shale-instability-an-alternative-conceptual-analysis/43A6A30769B735FFB6297D84EDE9D0E4 (Published by Cambridge University Press 27 February 2018) (accessed 20.03.2020). (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Широков М.Н.

    Широков М.Н.

    начальник ЛХП

    ООО «Клото»

    Просмотров статьи: 800

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru