1. 3
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И №6 • июнь 2010
Новейшие технологии в России и СНГ
МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
ГЛИНИСТЫХ ПОРОД
С ФИЛЬТРАТОМ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Саушин А.З., д.т.н., проф., Журавлев Г.И., к.т.н., доцент, Лямина Н.Ф, ст.
преподаватель, Астраханский государственный технический университет
Анализлитературныхисточников
показывает, что степень влияния
различных геологических и техни-
ко-технологических факторов на ус-
тойчивостьстенокскважиноценива-
ется по-разному. Причем, мнения по
поводу влияния отдельных факторов
бывают весьма противоречивыми.
Между тем, решение задачи сохра-
нения целостности ствола необса-
женной скважины невозможно без
детального изучения механизма и
природы деформации пород при-
ствольной зоны.
Устойчивость ствола скважины
зависит от:
–напряженногосостоянияпород
(усилий и давлений, действующих на
стенки ствола);
– физико-химического воздейс-
твия бурового раствора на глинис-
тые породы, вскрытые в процессе
бурения.
Физико-химическое воздействие
буровых растворов на глинистые
породы с уменьшением их меха-
нической прочности происходит
в результате таких процессов как:
осмотический массообмен, изме-
нение расклинивающего давления
и набухание.
Исследователи [1] считают, что
давление, развиваемое при набуха-
нии веществ, в отдельных случаях
достигает десятков и даже сотен
МПа, т.е. эквивалентно внешнему
давлению, которое приложено к на-
бухающему веществу. При этом уве-
личениегидростатическогодавления,
создаваемогобуровымраствором,не
тольконепредотвращает,анаоборот,
увеличивает и ускоряет набухание
глинистых пород, что объясняется
болеелегкимпроникновениемводык
внутреннимповерхностямглинистых
частиц в результате возможного раз-
вития микроразрывов. В результате
набухания объем отдельных пород
может увеличиваться в 10–15 раз,
что может вызываться также адсор-
бционным и осмотическим увлажне-
нием. Однако, в условиях ограничен-
ной возможности деформирования
породы, в ней могут развиваться
гидратационные напряжения.
Лабораторные исследования
фильтрации промывочной жид-
кости в пласт показали, что содер-
жание солей в буровом растворе
значительно влияет на пористость
и проницаемость глинистой корки.
Проницаемостьпоследнейравномер-
но растет с увеличением содержа-
ния NaCl в растворе. Пористость же
изменяется в соответствии с более
сложной зависимостью. Вначале по-
ристостьуменьшается,апридальней-
шемповышенииконцентрацииNaCl
возрастает. Увеличение проницае-
мости и пористости глинистой корки
с повышением минерализации объ-
ясняется объединением глинистых
частиц, содержащихся в растворе, в
агрегаты, что приводит к уменьше-
нию их удельной поверхности.
Исследования [2] с использова-
нием аппаратуры компании Baroid
показали, что ни один отдельно взя-
тый солевой раствор не оказался
универсальным для поддержания
устойчивости глин различных ти-
пов. Из всех испытанных лучшим,
по степени влияния на целостность
глинистой стенки, был признан 3%-
ный раствор хлорида калия, который
и рекомендовано применять при за-
канчивании и капитальном ремонте
скважин.Химическуюдобавку,кото-
рая с солевым раствором проявляет
синергетический эффект, с точки
аучно-технический
журнал «Нефтегазовые
технологии» является,
на наш взгляд, хорошим, с
методической точки зрения,
изданием для преподава-
телей кафедры и студентов,
обучающихся по направле-
нию130500.62«Нефтегазовое
дело»; специальности
130503.65 «Разработка и экс-
плуатациянефтяныхигазовых
месторождений», по дисцип-
лине «Сооружение и эксплу-
атация газонефтепроводов и
газонефтехранилищ».Помимо
информации по общим воп-
росам нефтяной и газовой
промышленности, студенты и
преподаватели знакомятся с
новым оборудованием и но-
вейшими современными тех-
нологиями нефтегазодобычи.
Журнал всегда информи-
рует нас об известных между-
народных выставках России,
СНГ,международныхконгрес-
сах, об инновационных проек-
тах в области нефти и химии,
что является актуальным для
каждого преподавателя.
На наш взгляд, огром-
ный интерес представляют
технологии проектирования,
строительства, эксплуатации
и реконструкции сооружений
нефтегазового комплекса.
Поэтому хотелось бы в боль-
шеймереполучатьитакуюин-
формацию.
Коллектив кафедры
«Разработка
нефтяных
и газовых
месторождений»
Астраханского
государственного
технического
университета
Н
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

2. 4
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И№6 • июнь 2010
Новейшие технологии в России и СНГ
зрения стабилизации глинистых
пород, следует выбирать после оп-
ределения типов и количества при-
сутствующих в разрезе глинистых
минералов.
В глинистых породах могут про-
являться процессы осмоса, также
возникающие вследствие разности
концентрациисолейвпоровойводе
и промывочном растворе. В отли-
чие от диффузии, при осмосе, через
перегородку проходят только мо-
лекулы растворителя, а растворен-
ное в нем вещество задерживается.
Растворитель при этом перетекает
из менее минерализованной систе-
мы в более минерализованную до
достижения состояния равновесия.
В отличие от фильтрации, при кото-
рой свободная вода перемещается
по слою связанной воды, движение
воды при осмосе происходит по по-
верхности частиц и обусловлено
наличием тонкого слоя жидкости
и поверхностных сил между гли-
нистыми частицами.
Необходимо дифференциро-
ванно подходить к выбору состава
жидкой фазы буровых растворов с
учетомгенезисаглинистыхотложе-
ний, слагающих стенки скважин, и
содержания солей в поровых водах.
Использование промывочных рас-
творов с минерализацией, равной
или несколько превышающей ми-
нерализацию поровых вод (а <1),
гидрослюдистых и каолинитовых
пород, является эффективным спо-
собом замедления степени гидрата-
ции и диспергирования пород, поз-
воляетснизитькавернообразование
и другие осложнения. Диффузия
же ионов из породы в скважину и
осмотическая фильтрация воды из
скважины в породу возникает при
одном и том же условии (а > 1) и
приводит к одинаковому резуль-
тату – смачиванию и снижению
естественных структурных связей
междучастицамигидрослюдистыхи
каолинитовыхпород.Коэффициент
минерализации а представляет со-
бой отношение минерализации
поровой воды (Спор) к минерали-
зациифильтратабуровогораствора
(Ср) а = Спор/Ср. От величины а
зависит, будет ли в приствольной
зоне осмотическое равновесие, об-
воднение или обезвоживание по-
род, слагающих стенки скважины.
Характерным для данных пород яв-
ляется то, что уменьшениепротиво-
давленияповышаетэффективность
процесса дегидратации.
При использовании бурового
раствора на водной основе устой-
чивость стенок скважины в гли-
нистых породах повышается путём
снижения щелочности раствора и
исключения из его состава силь-
ных диспергаторов. Это достига-
ется введением в буровой раствор
реагентов, поставляющих ионы
водорода или калия, которые не
являются транспортерами воды в
глину, а также реагентов, выводя-
щих по возможности ионы ОНЇ, что
контролируется нейтральным рН
среды [3].
Набухание глинистой породы
может быть следствием двух раз-
ных процессов: осмотического
массообмена и гидратации мине-
ралов. Осмотическое набухание
при механической диспергации и
перемешивании ослабевает и пре-
кращается, а поверхностное наобо-
рот активизируется. Первое может
прекратиться или даже принять об-
ратное направление при изменени-
ях концентраций солей в растворе,
поверхностную же дисперсию и
смачивание активизирует присутс-
твие ингибиторов и ПАВ, а снижает
только ингибирование, в том числе
и такое, которое осмотического на-
бухания не предотвращает.
Для оценки физико-химическо-
го соответствия бурового раствора
проходимымпородампредлагаются
усовершенствованные и сравни-
тельно несложные методы, позво-
ляющие, с качественной стороны,
сопоставить ингибирующее дейс-
твиеразличныхбуровыхрастворов.
Один из них основан на снижении
несущей способности глинистых
пород под воздействием увлажне-
ния и заключается в определении
кинетики продольной деформации
образцов породы, находящихся в
моделифильтратараствораподпос-
тояннымсжимающимнапряжением
(60•105 Па), согласно расчетам В.
С. Войтенко.
Общим недостатком методов
исследования влияния фильтратов
различных буровых растворов на
набуханиеглинистыхпородявляет-
сято,чтопочтиниводномизнихне
учитывается напряженное состоя-
ние пород стенок скважины.
Поведение пород, слагающих
стенки скважины, во многом оп-
ределяется выбором типа бурового
раствора.Рекомендуетсяприменять
реагенты-понизители фильтрации,
а также гидрофобизаторы, среди
которых наиболее эффективны
калиевые соединения. Калиевые
буровые растворы оказывают ста-
билизирующее действие на глинис-
тыепородывследствиеприсутствия
катионов К+, которые благодаря
соответствующемуионномудиамет-
ру и координационным свойствам,
связываютструктуруглинистыхми-
нералов (монтмориллонита) воеди-
но столь плотно, что не происходит
внутрирешетчатого набухания.
Предупреждатьдеструкциюгли-
нистой породы способны буровые
растворы с добавками, которые
вследствие адсорбции на глинис-
тых частицах препятствуют гидра-
тации,блокируютдиспергирование
пород.
Значительному улучшению со-
стояния стволов скважин в гли-
нистых отложениях способствует
применениекальциевых,малосили-
катных и других ингибированных
буровых растворов.
Таким образом, значительная
часть осложнений, связанных с
потерей устойчивости стенок сква-
жин в интервалах залегания гли-
нистых пород происходит из - за
несоответствия составов буровых
растворов геологическим условиям
буренияскважин.Поэтомуосновой
их предупреждения является науч-
но-обоснованный подход к выбору
типа и состава бурового раствора с
учетом химического взаимодейс-
твия фильтрата бурового раствора
сглинистойпородойифизического
взаимодействия бурового раствора
снапряженнымсостояниемглинис-
той породы «порового давления»,
возникшего в результате солевого
тектогенеза.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аветисян Н.Г., Шеметов В.Ю.,
СидоренкоЮ.И.Связьосмотическихяв-
ленийснекоторымивидамиосложнений
при бурении скважин ВНИИЭгазпром,
Бурение газовых и газоконденсатных
скважин, 1997, № 3.
2. Глебов В.А. Влияние составов бу-
рового раствора на темп разрушения
глинистых пород. Нефтяное хозяйство,
1979, № 2.
3. Галимзатов С.М. Методы опреде-
ленияипрогнозированияосмотических
явлений в скважинах. ВНИИЩЭНГ.
Бурение.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»