Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние и проблемы устойчивости глинистых горных пород при бурении скважин 10
1.1. Современное состояние проблем, возникающих при строительстве скважин в глинистых горных породах 10
1.2. Факторы, определяющие устойчивость глинистых горных пород в процессе бурения и методы управления свойствами буровых растворов 12
1.3. Современные буровые растворы, используемые для бурения в неустойчивых глинистых горных породах 20
1.4. Классификации глин, рекомендуемые для выбора буровых растворов24
1.5. Существующие представления о структуре глины, ее гидратации 27
1.5.1. Классические представления о структуре глины 27
1.5.2. Представления о процессах взаимодействия глины с водой 29
1.5.3. Представления о глине и ее гидратации, основанные на представлениях супрамолекулярной химии 35
1.6. Описание глины в соответствии с ГОСТ 25100-95 и ее свойства 43
1.7. Анализ состояния вопроса, цели и задач исследований 48
Выводы по главе 1 52
Глава 2. Исследование факторов, определяющих устойчивость глины, в различных водных средах. Методы и методика проведения исследований 53
2.1. Методы и методика проведения исследований 53
2.1.1. Методы исследования влияния состава водной среды и состояния исходной глины на процессы их разрушения 53
2.2. Методика обработки результатов экспериментов 57
2.3. Исследование влияния состава глинистых горных пород и степени их увлажнения на устойчивость стенок скважины 59
2.4. Исследование поведения глины в различных водных средах 64
2.4.1. Исследование разрушения образцов глины, различающихся по числу пластичности и текучести 64
2.4.2. Исследование влияния показателя текучести глины на ее устойчивость к различным водным средам 72
2.4.3. Исследование разрушения образцов глины в водных растворах ингибиторов глины 77
2.5. Исследования влияния состава и свойств глинистых горных пород на факторы, определяющие процесс их разрушения при контакте с буровым раствором 82
Выводы к главе 2 88
Глава 3. Исследование воздействия защитных реагентов на состояние глинистых горных пород и разработка методов управления составом буровых растворов 90
3.1. Исследование методов стабилизации состояния глины, различающихся по показателю текучести 90
3.1.1. Исследование действия защитных реагентов на поведение пластичной глины 91
3.1.2. Исследование воздействия буровых растворов на стабильность состояния пластичных глинистых горных пород 97
3.2. Исследование действия защитных реагентов и буровых растворов на устойчивость непластичной глины 101
3.2.1 Исследование действия защитных реагентов на поведение непластичной глины 101
3.2.2. Исследование воздействия буровых растворов на стабильность состояния непластичных глинистых горных пород 109
3.3. Исследование методов управления составом буровых растворов для предотвращения разрушения глинистых горных пород 114
3.3.1. Особенности поведения молекул воды при взаимодействии с глинистыми горными породами и управление ими 114
3.3.2. Методы управления составом буровых растворов для повышения стабильности состояния пластичных глинистых горных пород в процессе бурения 119
3.3.3. Методы управления составом буровых растворов для управления стабильностью непластичных глинистых горных пород 121
Выводы к главе 3 124
Глава 4. Разработка классификации глинистых горных пород применительно к бурению скважин 126
4.1. Классификация глинистых горных пород по степени усложненности их прохождения и буровые растворы для бурения в них 126
4.2. Сопоставление разработанных подходов к описанию и классификации глинистых горных пород с известными классификациями и методами оценки состава и свойств буровых растворов 129
Выводы по главе 4 139
Основные выводы и рекомендации 140
Список используемой литературы 142
Приложение 157
- Факторы, определяющие устойчивость глинистых горных пород в процессе бурения и методы управления свойствами буровых растворов
- Исследование разрушения образцов глины, различающихся по числу пластичности и текучести
- Исследование действия защитных реагентов на поведение непластичной глины
- Сопоставление разработанных подходов к описанию и классификации глинистых горных пород с известными классификациями и методами оценки состава и свойств буровых растворов
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Обеспечение устойчивости глинистых горных пород в процессе бурения является одной из основных проблем при проводке скважин. Это обусловлено тем, что геологический разрез нефтяных и газовых месторождений примерно на 75% представлен глинистыми отложениями, а около 70% технологических осложнений при строительстве скважин связано с их неустойчивым состоянием в процессе бурения. Практический опыт проводки скважин показывает, что существующие недостатки в методах оценки состояния и состава глинистых горных пород не позволяют эффективно управлять свойствами буровых растворов при строительстве скважин, что в итоге приводит к снижению технико-экономических показателей бурения и качества строительства скважин. Поэтому разработка рационального метода выбора бурового раствора при проводке скважин в глинистых отложениях и использования инженерно-геологических параметров для описания глинистых горных пород, является актуальной научно-технической задачей, требующей своего решения.
Цель диссертационной работы.
Повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин в высокоглинистых разрезах путем обоснования методов управления составом и свойствами буровых растворов
Объект исследования - буровые растворы, используемые для стабилизации состояния глинистых горных пород при строительстве скважин.
Предмет исследования - методы выбора состава и свойств буровых растворов для бурения в высокоглинистых разрезах глубоких скважин.
Основные задачи
1. Исследование и анализ теоретических представлений, экспериментальных результатов по изучению процессов гидратации глины, а также классификаций глинистых горных пород и мероприятий по управлению их устойчивостью.
-
Определить, основываясь на представлении о глине как соединении включения, факторы определяющие устойчивость стенок скважины и их взаимосвязь с составом и свойствами глинистых горных пород.
-
Исследовать процессы разрушения глинистых горных пород при контакте с буровым раствором в зависимости от их состава и свойств.
-
Исследовать влияние процессов формирования гидратных соединений включения на основе компонентов бурового раствора на устойчивость глинистых отложений, различающихся по критериям пластичности и текучести.
-
Исходя из состава и свойств глинистых отложений разработать их классификацию для выбора эффективных составов и свойств буровых растворов.
Методы решения поставленных задач
-
Теоретические исследования и обобщение представлений о структуре глины, процессах ее гидратации и факторах, определяющих ее состояние и разрушение в скважинных условиях.
-
Использование положений супрамолекулярной химии для описания структуры глины, ее гидратации, процессов образования гидратных соединений включения в глинистых горных породах.
-
Экспериментальные исследования влияния процессов формирования гидратных соединений включения при использовании реагентов, различающихся по составу, молекулярной массе и строению на устойчивость глинистых пород, отличающихся по числу пластичности и показателю текучести.
-
Обобщение итогов экспериментальных исследований и промысловых результатов по применению буровых растворов в глинистых отложениях, различающихся по составу и свойствам.
Достоверность научных положений и выводов, технических решений и рекомендаций базируются на достаточном объеме теоретических и экспериментальных исследований с применением современных методов
исследований, а также результатов практического применения буровых растворов.
Научная новизна
-
Научно обосновано и экспериментально подтверждено применение в качестве критериев выбора состава бурового раствора число пластичности и показатель текучести по ГОСТ 25100-95, оценивающих исходное состояние, состав и свойства глинистых горных пород.
-
Определены отличия в механизме гидратационного разрушения глинистых горных пород, отличающихся по показателям пластичности и текучести. Установлено, что отрицательные значения показателя текучести и увеличение числа пластичности глины приводят к объемному разрушению глинистых горных пород в процессе их гидратации на стадии набухания.
-
Установлены закономерности формирования гидратных соединений включения при гидратации глины в буровом растворе в зависимости от показателей её текучести и пластичности, что позволяет выбирать состав бурового раствора применительно к свойствам глинистых горных пород.
Защищаемые положения
-
Параметры инженерной геологии, такие как число пластичности и показатель текучести характеризуют состав и состояние глинистых пород в пластовых условиях, определяют их гидратационную активность и устойчивость стенок скважины в процессе бурения.
-
Уменьшение величины текучести глины до значений менее нуля при увеличении числа ее пластичности приводит к ее объемному разрушению в процессе контакта с буровым раствором на водной основе.
-
Критерии выбора состава бурового раствора для обеспечения
устойчивости глинистых отложений определяется показателями пластичности
и текучести глины, а также молекулярной массой и размерами
гидратообразователей из состава бурового раствора.
Практическая значимость н реализация результатов работы
-
Разработана инженерно-геологическая классификация глинистых горных пород, основанная на критериях пластичности и текучести для выбора систем буровых растворов при проводке скважин.
-
Разработана методика выбора бурового раствора для бурения в глинистых горных породах, основанная на использовании критериев пластичности и текучести глин и включающая в себя применение гидратообразующих соединений в составе бурового раствора.
-
Разработанные рекомендации диссертационной работы апробировались при сервисном обслуживании строительства скважин ООО «НПП «Буринтех» на месторождениях Западной Сибири (Рогожниковское, Тагринское, Еты-Пуровское, Фестивальное, Комсомольское), а также могут быть использованы при строительстве скважин в других нефтегазоносных регионах страны.
Апробация работы
- XX Межотраслевая научно-практическая конференция «Современная техника
и технология заканчивания скважин» (г. Анапа-2006),
- П Межрегиональная конференция молодых специалистов ОАО «НК
«Роснефть» (г. Москва-2007),
XXIII Межотраслевая научно-практическая конференция «Инновационные направления в области техники и технологии бурения и ремонта нефтегазовых скважин» (г. Анапа-2008),
XTV Международная практическая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (г. Суздаль-2010),
XV Международная научно-практическая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей
для строительства и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» (г. Суздаль-2011).
Публикации
Автором опубликовано 10 печатных работ, в т.ч. 9 изданиях, рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 164 наименования. Работа представлена на 158 страницах машинописного теста, содержит 69 рисунков и 11 таблиц.
Автор считает своим долгом выразить особую признательность и искреннюю благодарность руководителю доктору технических наук, профессору Крылову В.И., доктору технических наук Близнюкову В.Ю., доктору технических наук Ишбаеву Г.Г. за помощь, оказанную при выполнении работы.
Факторы, определяющие устойчивость глинистых горных пород в процессе бурения и методы управления свойствами буровых растворов
Значительный вклад в разработку мероприятий по борьбе с неустойчивостью глинистых горных пород, вскрываемых в процессе бурения внесли Аветисов А.Г., Аветисян Н.Г., Ананьев А.Н., Ангелопуло O.K., Андресон Б.А., Байдюк Б.В., Балаба В.И., Баранов B.C., Букс В.П., Вадецкий Ю.В., Войтенко B.C., Гноевых А.Н., Городнов В.Д., Жигач К.Ф., Кистер Э.Г., Ко-шелев А.Т., Кошелев В.Н., Крысин Н.И., Крылов В.И., Кудряшов Б.Б., Леонов Е.Г., Мавлютов М.Р., А.Х. Мирзаджанзаде, Мухин Л.К., Новиков B.C., Уляшова Н.М., Пеньков А.И, Попов А.Н., Потапов А. Г.,Проселков Ю.М., Ребиндер П.А., Рябоконь С.А., Рябченко В.И., Сеид-Рза М.К., Шаров B.C., Шарафутдинов 3.3., Шиц Л.А. Яковлев A.M. и др., из зарубежных авторов можно отметить: Дж. Р. Грей, Г.С. Г. Дарли, Martin Е. Chenevert, Mukul Mani Sharma , СР. Tan, О Brien D.E., Kenney T.C., Uday A. Tare, Talal M Al-Bazali, Mody F.K., Machado J.C.V, Eric Van Oort, Fam M.A., Santareli F.J., Santos H., Wilcox R.D.
Особенность действия глинистых горных пород заключается в склонности к потере их устойчивости после вскрытия [17, 42, 48]. В [12, 18, 28, 47, 46, 50 56, 64, 70, 95, 99, 139] показано, что нарушение целостности стенок скважины происходит вследствие возникновения давления со стороны глинистых горных пород. Давление со стороны глинистых горных пород, обусловлено массой вышележащих слоев породы [2]. Напряженно-деформированное состояние горных пород вблизи скважины в значительной степени изменяется вследствие физико-химического воздействия на них бурового раствора [44, 45]. Большую роль в передачи горного давления играет влажность породы [4, 28]. Например, глина при влажности более 10% проявляет высокую пластичность и передает горное давление почти на полную величину [42]. В ряде работ [10, 25, 31, 48, 57, 62, 66, 143] показано, что нарушение устойчивого существования глинистых горных пород усиливается при наличии в стволе скважин каверн.
Первоначально, многие специалисты по строительству скважин, проблему обеспечения устойчивости глинистых горных пород, решали эмпирическим путем, опираясь на представления механики горных пород [156, 119]. Основное решение проблемы видели в создании в процессе бурения соответствующего противодавления на глинистые горные породы.
В [159] выбор плотности раствора осуществляется исходя из двух критериев: давление, оказываемое буровым раствором Pmud должно быть выше, чем давление разрушения Pcoi и давление бурового раствора должно не превышать гидравлическое давление разрыва Ртах- При этом необходимо уравновесить гидростатическим давлением бурового раствора напряжения, создаваемые на стенках скважины под действием горного и порового давлений. Если плотность бурового раствора окажется, ниже или выше необходимой, это отрицательно скажется на состоянии стенок скважины. Низкая плотность бурового раствора может стать причиной неустойчивого состояния ствола скважины, а излишне высокая плотность может быть причиной гидравлического разрыва (рис. 1.3) [11, 114]. При Pmu Pfor градиент давления направляет фильтрат бурового раствора в горную породу. Более высокая плотность бурового раствора может оказать поддержку, но может также быть причиной уменьшения стабильности из-за уменьшения когезии [114].
Параметр h изменяется в пределах от 0 до 1, минимальное значение h характеризует, что буровой раствор не эффективен для поддержания давления в стволе скважины, высокое значение h показывает, что достигнута поддержка давления в стволе скважины. В случае, действия буровых растворов на основе нефти, параметр h приближается к единице, однако если буровой раствор на водной основе, Ppor Pmud то h достигнет нуля со временем, что характеризует неустойчивость ствола скважины.
В дальнейшем специалисты установили, что большинство случаев нестабильного состояния пород связано с наличием глинистых минералов в их составе, их способности к значительному увеличению своего объема в процессе гидратации при воздействии бурового раствора.
Начиная с 60-х годов 20 века, изучали уже не только влияние плотности бурового раствора на устойчивость глины, но и влияние минералогического состава глины в горных породах, процессов их набухания. Данный вопрос, несмотря на его детальные и многочисленные исследования, считается недостаточно неизученным [101-110].
Большое количество экспериментальных исследований по набуханию глинистых горных пород зарубежными специалистами приходятся на 90-ые годы 20 века. Исследования показали, что эффект набухания глин не всегда связан с наличием глинистых минералов [151-164]. Погружение отдельных образцов глины в деионизированную воду показало отсутствие их взаимодействия с водой [116], глина была не набухающей, что позволило авторам данной работы утверждать, что вопрос о понимании физической характеристики глины способной описать и определить потенциал их разрушения при контакте с жидкостью, стоит особо остро.
Зарубежные специалисты для оценки устойчивости глинистых пород предлагают рассматривать активность водной среды и напряжения в горных породах. Такими методами являются [106, 107, 108, 130, 132, 133]:
Метод эффективных горных напряжений. Mondshme (1969) определяя соленость буровых растворов на основе нефти, предположил что силы водной адсорбции будут эквиваленты силам упаковки, что сопровождается вытеснением воды из глин. Активность воды в глинах также рассматривают через капиллярный эффект. После определения активность воды в глинах, необходимо определить активность воды в буровом растворе. Активность воды в буровом растворе зависит от температуры и давления. Chenvert и Strassner [106-108] обнаружили, что активность воды в не водных буровых растворах возрастает с возрастанием температуры.
Один из путей для оценки эффекта от добавления добавок и для определения распространение микротрещин и увеличение проницаемости, определение мембранной эффективности, Meff, [113]
Отечественные исследователи на основании опыта бурения в глинистых горных породах выдвигают в качестве факторов, определяющих процесс их разрушения различные технологические и технические причины. B.C. Шаров за основную причину неустойчивости принимает набухание и размокание глинистых пород. Скорость распада глины зависит от степени и скорости ее гидратации [19].
В. С. Баранов [8] приходит к выводу, что применение утяжеленных буровых растворов с минимальной водоотдачей не обеспечивает сохранения устойчивости стенок скважин. Утяжеление бурового раствора не препятствует кавернообразованию, но облегчает очистку скважин от шлама. Ряд исследователей [3] за основную причину неустойчивости приняли совместное действие двух факторов: напряженное состояние горных пород на стенках скважин и физико-химические воздействия фильтратов промывочных жидкостей на неустойчивые породы.
Городнов В.Д. [19] считает, что на устойчивость глинистых пород сильно влияет их влажность и величина водоотдачи бурового раствора. В слабоувлажненных глинистых породах при их смачивании возникают дополнительные напряжения, обусловленные набуханием, что способствует их разупрочнению.
B.C. Новиков в своей монографии [52] утверждает, что применение ин-гибированных буровых растворов не решает проблему предотвращения осложнений в интервалах залегания глиноаргиллитовых пород. Применение нефтеэмульсионного раствора не позволило предотвратить осложнения и прихваты. Увеличение плотности раствора и снижение показателя фильтрации не предотвратило осложнений в процессе бурения.
Исследование разрушения образцов глины, различающихся по числу пластичности и текучести
Для проведения исследований нами были подготовлены образцы глины на основе бентонитового глинопорошка (Греция), преимущественно состоящего из минерала монтмориллонита (50-55%), обладающей 1Р=70%. Готовились образцы с /= - 0,3 и //=0,25. Для сравнения испытывались образцы на основе Серпуховского глинопорошка, обладающего 1Р= 17% с //=0, //=0,5. На основе Серпуховского глинопорошка готовились суглинки и супеси путем использования в качестве дополняющей добавки - кварцевого песка. Суглинки и супеси готовили с //= - 0,3 и //=0,25, таким образом, обеспечивалось резкое различие образцов по числу пластичности, но близкие по показателю текучести, т.е. влажностному состоянию.
Изучение состояния глины в контакте с различными типами глин, осуществлялось по времени их устойчивого существования, без увеличения объема и разрушения. Данные исследования осуществлялись визуальным способом, путем погружения специально сформированных образцов, в водные растворы реагентов и их сочетаний. В процессе испытаний контролировались особенности разрушения образца глины и время, через которое образец разрушился.
Процессы набухания глины в присутствии реагентов, используемых в составе буровых растворов, исследовались В.Д. Городновым, однако им не рассматривалось, способны ли эти реагенты обеспечить стабильность глин, несмотря на снижение скорости и величины набухания глины.
Исследовались наиболее известные реагенты, такие как карбоксиме-тилцеллюлоза марок LV и HV, полианионная целлюлоза марок РАС R и РАС L, также низкомолекулярные соединения, использующиеся для корректировки свойств буровых растворов при бурении в глинах. В качестве подобных соединений использовали неонол АФ 7-10 (буровой детергент), глицерин, гликоль CEM-GP (продукт фирмы Baroid Drilling Fluids). Целлюлозные продукты и спирты - соединения, полимеризующие воду, но с различным уровнем полимеризации. Неонол, например, будет характеризовать соединения, усиливающие ионно-молекулярные свойства воды. Аналогичные свойства будет проявлять этиленгликоль при испытуемых концентрациях, этот факт проявляется и через пенообразующую способность этиленгликоля. Многоатомные спирты с более высокой молекулярной массой будут полимеризо-вать воду, но их концентрация будет определять их способность к поляризации связей в гидратной воде глины [77].
Концентрации реагентов в водных растворах, используемых для оценки изменения состояния грунтов, брались в количестве, соответствующем их традиционному содержанию в составе буровых растворов. Результаты испытаний были обработаны и сведены на графиках (рис. 2.4 и 2.5) [92].
Из приведенных рисунков видно, что у обоих видов испытуемых глин снижение показателя текучести приводит к резкому понижению времени устойчивости образцов, т.е. образцы глины с более высокой влажностью обладали значительно большей устойчивостью по отношению к различным водным средам. Различие их по числу пластичности показывает, что образцы на основе бентонитовой глины имеют значительно более низкую скорость разрушения по сравнению с образцами на основе Серпуховского глинопорошка. Характер разрушения образцов носит преимущественно объемный характер.
Данный эксперимент подтверждает положение о том, что напряжения, возникающие на поверхности глины при ее набухании, в значительной мере зависят от влажности глины. Различие в характере разрушения, т.е. при отсутствии объемного разрушения в средах с ПАВ АФ 7-10, этиленгликоля, глицерина и др. говорит о том, что возможность объемного разрушения зависит и от полярности связей в структурах, создаваемых ими. Увеличение полярности в водных структурах, создаваемых в глинах, предотвращает объемное разрушение, но приводит к потере несущей способности образца и обладанию ими высокой пластичности (т.е. размокания без потери связности).
Исследование изменений в состоянии образцов глины в средах, содержащих реагенты, используемые для управления свойствами буровых растворов, показывает, что разрушение глины в них происходит, как правило, по объемному механизму с распадом на отдельные блоки или объемное разрушение с частичным размоканием глины, сопровождающееся потерей связности.
Принципиальным отличием в процессах разрушения образцов глины с различным числом пластичности (т.е. на основе бентонитовой и Серпуховской глины) является лишь то, что процесс разрушения в значительной степени различается по скорости его прохождения. С уменьшением числа пластичности глины, время ее устойчивого существования резко падает (рисунок 2.5 - А, Б, В), что мало повлияло на характер их разрушения. Большее влияние на характер разрушения оказывало различие в полярности связей, создаваемых реагентами в воде.
Опираясь на результаты анализа свойств водородных связей, формируемых реагентами в воде, поведения самой воды в глине мы можем сделать вывод, что в процессе гидратации глины происходит интенсивное впитывание воды в ее состав, с образованием на поверхности слоя насыщенного реагентами. В том случае если реагенты не способны проникнуть в объем глины, но способны упрочнять ее поверхность путем образования водородных связей, то происходит одновременное насыщение глины мономерами воды за счет их миграции по внутренним полостям структурированной воды и образование водополимерной структуры на поверхности глины. В результате происходят непрекращающиеся процессы гидратации глины, идущие со значительным увеличением объема воды и исходных частиц глины, разрывается структура образца и происходит объемное разрушение глины. Увеличение показателя текучести в образцах глины показывает снижение роли и возможности объемного разрушения глины.
Диспергирование глины при ее гидратации происходит в случае контакта глины с соединениями, обладающими малой молекулярной массой или придающими воде свойства ионно-молекулярного вещества. Данное свойство обусловлено разрушением исходной структуры воды подобными соединениями, т.е. повышения активности воды, а также тем что, встраиваясь в водную структуру отдельных блоков глины гидрофобизируют ее, способствуя тем самым их диспергированию (неонол АФ 7-9) или потере несущей способности, но без потери связного состояния (глицерин GEM-GP).
Спирты же способствует созданию водоспиртовых структур, скрепляющих глину и предотвращающих ее диспергирование. Увеличения молекулярной массы спирта и его углеводородной части приводит к скреплению образцов глины.
Для стабилизации состояния глины в стволе скважины необходимы реагенты, имеющие такой состав, строение и молекулярную массу которые позволяют им надежно блокировать доступ мономеров воды в структуру глины, а также скреплять между собой частицы глины.
Скорость процесса разрушения глины будет в значительной степени зависеть от величины ее пластичности, определяемой в соответствие с ГОСТ 25100-95, чем она выше, тем ниже скорость разрушения глины. Различие в скорости разрушения не меняет характер самого разрушения глины при близких значениях текучести.
Для практической деятельности необходимо определить влияние показателя текучести глины на ее устойчивость по отношению к различным водным средам.
Исследование действия защитных реагентов на поведение непластичной глины
Исследование поведения непластичных глин во многом осложнено тем, что непластичные глины подвержены быстрому разрушению, невозможно зафиксировать изменение объема и снять какие-либо их характеристики. Наиболее надежным способом фиксирования особенностей процесса их разрушения является визуальное наблюдение за их состоянием. Для визуального изучения поведения непластичной глины были сформированы образцы на основе Серпуховской глины cl{=- 0,5.
В качестве защитных соединений использовали формиат и ацетат натрия, глицерин, талловое масло (одноосновные кислоты Сю-С2о), эпоксидная смола ЭД-4, ЭД-20, жидкий парафин фракции С7-С10.
На первом этапе исследований было решено оценить возможность применения добавок, которые являются эффективными для стабилизации пластичных глин. На рис. 3.9-3.12 приведены результаты наблюдений за состоянием образцов из непластичной глины при ее контакте с растворами на основе карбоксиметилцеллюлозы с хлористым калием, формиатом натрия, а также полианионной целлюлозы ПАЦ В с формиатом натрия, полиакрилата натрия ПВ с формиатом натрия. Во всех случаях в течение 5 часов произхо-дило размягчение образцов и объемное разрушение.
Сочетание в растворе хлористого кальция с талловым маслом и с формиатом натрия обеспечивает устойчивость образцов, но это не произошло при использовании хлористого калия и ацетата натрия. В целом, несмотря на имеющиеся трещины, образец непластичной глины сохранял исходную прочность (рис. 3.12-3.14).
Традиционные эмульсии, полученные с применением ПАВ, приводят к разрушению образцов непластичных глин. Для оценки возможности стабилизации непластичных глин применялись различные эмульсий углеводородов. Мы не приводим этих результатов из-за их значительного количества и объемности. В основе получения применяемых эмульсий углеводородов положен путь сочетания жидкого парафина с талловым маслом или сменой растворителя. При этом дополняли эмульсию соединениями, способными быть гидратообразователями, так и повышать в растворе ионно-молекулярные свойства воды. В качестве таких соединений выбрали: хлористый кальций, формиат и ацетат натрия.
Для усиления стабильности эмульсии вводился и глицерин. На рис. 3.15-3.22 приведены результаты изменения состояния образцов непластичной глины после их выдержки в подобных растворах.
Образцы во всех средах сохранили свою прочность, но в тоже время при использовании хлористого калия, формиата и ацетата натрия с парафином, содержащим таловое масло, произошло растрескивание (объемное разрушение) образцов глины. Подобного явления не произошло только при использовании в данной системе глицерина.
В связи с полученными результатами было решено рассмотреть эмульсии на основе эфиров. В качестве таких соединений использовали эпоксидные смолы. В чистом виде смолы практически не применимы, но при их предварительной подготовке, включающей в себя растворение смолы в гидрофильном растворителе, мы можем их легко вводить в раствор. В этом случае они легко эмульгируются.
Причиной побудившее нас обратиться к эмульсиям на основе эпоксидной смолы явилось сильное влияние полярных веществ на процесс разрушения непластичных глин. Было решено использовать малополярные соединения. Органические кислоты этому требованию удовлетворяли мало, а жирные спирты в РФ не производятся и мы остановились на эфирах. Большинство эфиров, выпускаемых промышленностью, являются низкомолекулярными соединениями, что подтолкнуло нас к рассмотрению эпоксидных смол. Эпоксидные смолы являются одним из массовых, широко распространенным продуктом с высоким молекулярным весом.
Результаты испытаний приведены на рисуноке 3.19-3.22. Наилучшие результаты были получены при сочетании эмульсии на основе смолы ЭД-20 с хлористым калием. При использовании формиата натрия произошло растрескивание образца. При дополнительном модифицировании смолы талловым маслом удалось обеспечить стабильность непластичной глины.
Другим способом обеспечения устойчивости непластичных глин является отказ от использования воды в качестве дисперсионной среды. Широко известно, что углеводородные растворы обеспечивают устойчивость глинистых горных пород. Кроме углеводородных растворов мы решили рассмотреть также и возможность стабилизации непластичных глин спиртовыми растворами.
Предварительное рассмотрение действия различных спиртов и их сочетаний с высокомолекулярными гидратообразущими реагентами в виде тал-лового масла и эпоксидной смолы на устойчивость глины приведены на рис. 3.23. Приведенные результаты показывают, что даже концентрированные растворы спиртов не могут предотвратить разрушение непластичной, твердой глины. Только лишь получение эмульсии на основе водоспиртовых растворов с талловым маслом и эпоксидной смолы способно обеспечить устойчивость глины.
Таким образом, для успешного бурения в непластичных глинах необходимо повышать требования к физико-химическим свойствам буровых растворов и их компонентов, рассмотривать действие буровых растворов и оптимизировать их действие.
Сопоставление разработанных подходов к описанию и классификации глинистых горных пород с известными классификациями и методами оценки состава и свойств буровых растворов
Для успешного бурения в неустойчивых глинистых горных породах необходимо периодически оценивать изменения их свойств и свойств бурового раствора в скважине. Существующие типы тестов для описания глин разделяется на описательные, статические и динамические и представлены в табл. 4.1-4.4.
Рассматриваются две категории испытаний, это прямые испытания, при которых измеряется прямая реакция между глинистых горными породами и буровым раствором, и косвенные испытания, измеряющие содержание активных глин в породе [107] (табл. 4.1)
Важны все исследования, связанные с проблемой устойчивости стенок скважины, однако наибольшим предпочтением пользуются исследования набухания глин, дисперсности частиц глины в буровом растворе [107].
Одним из наиболее популярных и отражающих особенности гидратации глины является измерение объема гидратирующей глины (набухание). Мерой набухаемости вещества обычно служат различные коэффициенты, показывающие соотношения между количеством жидкости и количеством вещества в набухшем студне, находящемся в предельном состоянии набухания [26].
Для определения коэффициента набухания глины предлагаются два пути, это либо определение количества жидкости, поглощенного глиной при набухании, либо измерение объема набухающего вещества [30]. Данные методы имеют ограничения, они не эффективны для оценки глины, обладающей малой величиной набухаемости, не отражают механизма разрушения глины при ее различной влажности. Существующие конструкции приборов не позволяют фиксировать объемное разрушение глины при ее низкой природной влажности, что связано с масштабом, используемым в приборе. При деформации гидратирующей глины происходит перераспределением усилий между поверхностью измерительной ячейки и деформирующейся глиной, из-за существующих размеров ячейки и образца глины, что приводит к тому, что объемное разрушение не фиксируется.
Тест на диспергирование обеспечивает получение информации о диспергирующих свойствах раствора при попадании в раствор бурового шлама при разбуривании глинистых горных пород. Испытание на диспергирование перемешиванием осуществляется измерением объема бурового шлама, который диспергируется в растворе после 16 часов перемешивания. Данный метод показывает, что для получения устойчивых результатов требуются естественные глины, т.е. глины, содержащие влагу, незначительно отличающихся от их естественного состояния в пласте. Данный метод не может оценить объемное разрушение глины при их малой влажности и имеет дело образцами претерпевшими разрушение.
Активность минералов зависит от их катионообменной емкости. Определение катионообменной способности позволяет установить содержание активных глин в растворе. Величина взаимодействия минералов измеряется в миллиэквивалентах веса обменных катионов на 100г материала. Адсорбционный метод с использованием метиленовой сини позволяет определить содержание коллоидных частиц глины. Данный метод анализа производится просто и быстро. Некоторые исследователи используют этот метод для установления минералогического состава [110-121].
Отмечается, что эти опыты не учитывают наличия или отсутствия влаги в глинах в естественных условиях, давление набухания глины, а также возможность гидролиза солей слабых кислот и слабых оснований, которые могут содержаться в глине. Данный метод также не учитывает природного состояния глины, если даже два типа глинистых горных пород имеют одинаковое содержание активных глин, реагировать и действовать будут по-разному, поскольку один из них очень влажный, а другой очень сухой [137].
Ряд исследователей [5] обращают внимание на пренебрежения в типовых расчетах на роль неоднородности и анизотропии структуры и напряженного состояния, не идеальной упругости породы. При наступлении предельного состояния значение каждого из этих фактов может стать ощутимым. Потому разрабатываются методики и измерительные устройства для определения коэффициента набухания образцов горной породы при контакте с разными жидкими средами, для исследования кинетики и интенсивности набухания породы под разными углами к поверхности пониженного сцепления, оценки изменения некоторых физико-механических свойств породы и др.
Существуют испытания, различающиеся по способности определять содержание активных глин в глинах. В этих испытаниях не производится определение типа содержащейся глины (монтмориллонит, иллит, хлорит и т.д.), во всех них используется тонкомолотый сланец, смешанный с водой, и определяются различные характеристики водоглинистых суспензий, включая катионообменную емкость (СЕС), плотность суспензии и время капиллярного всасывания.
Испытание на время капиллярного всасывания представляет характеристику глинистых горных пород по параметрам дисперсности и фильтрации. Установлено, что отношение величины времени капиллярного всасывания к скорости сдвига нелинейно. При увеличении частоты вращения мешалки и дисперсности образцов время капиллярного всасывания возрастает, и уменьшается, если происходит агрегирование частиц, также на эту величину влияет размер частиц перед началом перемешивания. Результаты этого опыта могут быть сравнимы только в случае, если одинаковы скорости перемешивания, первоначальный размер частиц, общий тип раствора и концентрация глины в воде. Минерализация воды в суспензии также должна быть определенной, потому что минерализация является причиной флокуляции глины, которая имеет большое влияние на величину времени капиллярного всасывания. Для специальных растворов этот эксперимент может быть использован только как индикатор [107].
Методы исследований ингибирующих свойств бурового раствора в большинстве своем сравнительно просты и реализуются на небольших образцах глинистых пород, их главные достоинства - возможность быстро проверить несколько буровых растворов или добавок к ним, а также пригодность осуществления исследований в передвижной лаборатории непосредственно на буровой [11].
Детальные исследования на образцах глинистых пород с воспроизведением реальных напряжений, температур и давлений, существующих в горных породах, дает весьма ценную информацию. Однако для реализации такого подхода требуется тщательная подготовка, дорогостоящее оборудование, а также большого объема образцы глинистых пород и бурового раствора, которые не всегда имеются. Следовательно, эти методы более подходят для фундаментальных научных изысканий, нежели для выбора и оптимизации добавок к буровому раствору.
К недостаткам существующих в методах испытаний (диспергирование глинистых частиц в буровом растворе, разбухание и размягчение глинистых пород, а также флокуляции породы, измельченной и диспергированной в испытуемой буровом растворе) относятся ограниченные пределы применения и дискретность проведения замеров, не позволяющую изучать особенности процессов взаимодействия глины с буровым раствором [11].
Наиболее актуальным является использование методов испытаний, которые бы четко характеризовали глины комплексно, в целом, а не отдельные свойства ее составляющих, косвенно показывая комплекс характеристик, таких как: минеральный состав, степень дисперсности, особенности состояния воды в глине и т.д.
Многообразие методов, используемых для анализа состояния глины, не позволяет в полной мере описать ее, не дают единого метода оценки описания состояния глины и являются косвенными параметрами, характеризующими отдельные свойства глинистых горных пород, и не позволяют избежать технических ошибок в процессе бурения.
Наиболее корректно описание состояния глины отражаются в числах пластичности и текучести глинистых горных пород в соответствии с показателями ГОСТ 25100-95. Отражают и возможность разбавления глинистых горных пород инертными компонентами. Для определения этих параметров целесообразно использовать керновый материал, а для проведения экспресс анализа будет достаточно и шлама из состава разбуренных глинистых горных пород.
