Ключевые слова: устойчивость глин; неорганические ингибирующие растворы; силикатные ингибирующие растворы.
Потеря устойчивости ствола скважин является причинной возникновения осложнений, на ликвидацию которых затрачивается 13-17% непроизводительного времени (НПВ) в балансе календарного времени бурового предприятия [10,14]. Факторами потери устойчивости в первую очередь являются: низкая механическая прочность глин, воздействие геомеханических факторов, взаимодействие глин и фильтрата буровых растворов. Для компенсации каждого из факторов существуют различные технологические приемы. Низкую механическую прочность пород возможно частично компенсировать воздействием кольматирующих смесей. Геомеханической фактор, приводящий к разрушающим тангенциальным напряжениям на стенке ствола скважины, возможно, компенсировать плотностью раствора рассчитанной по геомеханическим моделям. Взаимодействие глин и бурового раствора возможно минимизировать применением ингибирующих и инкапсулирующих систем буровых растворов. Но, к сожалению, далеко не всегда, «вооружившись» всем арсеналом технологических приемов удается предотвратить осложнения при строительстве скважин.
Определимся с терминологией: что понимается под термином «потеря устойчивости ствола» и «ингибирование взаимодействия глин и фильтрата бурового раствора». С точки зрения механики горных пород [13] «потеря устойчивости и разрушение горных пород стенок скважины могут произойти при достижении предельного состояния, при этом будет иметь место или хрупкое разрушение или пластическое течение». С технологической точки зрения под термином устойчивость понимается [8] «сохранение номинального диаметра ствола и свободная проходимость инструмента в процессе бурения и проведения различных технологических операций». Под термином «ингибирование взаимодействия глин и фильтрата бурового раствора» понимается снижение скорости поверхностной гидратации глин.
Целью статьи является обосновать, почему неорганические ингибирующие растворы не позволяют обеспечить безаварийное строительство скважин по причине потери устойчивости ствола в интервалах глин раннего катагенеза. А так же рассмотреть эффективность других технологических приемов для сохранения устойчивости ствола.
Для примера, рассмотрим глины раннего катагенеза интервала 1300 – 2000 м по вертикали Северной части Сургутского района, которые представлены уватской, ханты-мансийской, викуловской свитой. Ханты-мансийская свита литологически представлена серыми аргиллитами с прослойками светло-бурого песчаника. Викуловская свита литологически представлена песчаником мелкозернистым с глинистым цементом. Глинистые материалы: каолинит - 65%; Хлорит – 19%; Гидрослюда – 7%; Монтмориллонит – 4%; Смешаннослойные – 5%. Согласно [5] глинистые материалы данных интервалов относятся к глинам второго подпериода раннего катагенеза и имеют коагуляционные и переходные контакты, легко деформируются и обваливаются при недостатке забойного давления. При формировании каверн шлам распадается до структурных элементов (глинистых частиц) и хорошо диспергируется, что приводит к интенсивному росту реологических показателей бурового раствора.
Рассмотрим две «крайности» с точки зрения физико-химической активности глин: каолиниты и монтмориллониты. Минералы группы каолинита относятся к двухслойным слоистым силикатам[4]. Кристаллическая решетка каолинита состоит из двухслойных пакетов, в которых на одну сетку октаэдров приходиться одна сетка кремнекислородных тетраэдров. Тетраэдрическая и октаэдрическая сетки соединяются друг с другом через общие вершины, в которых расположены ионы кислорода, таким образом, что ионы Si не находятся непосредственно над или под ионами Al, что позволяет избежать сил отталкивания между одноименно заряженными поливалентными катионами. В каолините водородные связи между гидроксильными группами октаэдрической сетки одного пакета и кислородами тетраэдрической сетки соседнего пакета обеспечивают настолько прочное взаимодействие, что вхождение молекул воды, катионов или каких-либо других компонентов в межпакетные пространства становиться невозможным (рис. 1) [1]. Расстояние межслойного пространства при увлажнении почти не изменяется, поэтому минералы этой группы характеризуются слабым набуханием и водопроницаемостью. В кристаллической решетке монтмориллонита присутствуют две тетраэдрические сетки, обращенные вершинами навстречу друг другу, между которыми находится октаэдрический слой. Сочленение тетраэдрической и октаэдрической сеток осуществляется через общие вершины тетраэдров и октаэдров, в которых находится кислород. Смежные пакеты соприкасаются друг с другом атомами кислорода, поэтому у него связи между пакетами значительно слабее, чем у каолинита (рис. 1). Характерной особенностью является то, что в межслойное пространство монтмориллонита может поступать значительное количество жидкости, которое раздвигает слои вплоть до полной потери связи между ними. Способность к внутрикристаллическому набуханию и чрезвычайно высокая дисперсность обуславливают высокую физико-химическую активность монтмориллонитов.
РИСУНОК 1. Особенности строения минералов
В «классической школе буровых растворов» считается, что неорганические ингибирующие растворы являются «первым средством» для ингибирования, обеспечения устойчивости и снижения диспергирования глин. Рассмотрим механизм ингибирования на примере взаимодействия хлорид калиевого раствора и монтмориллонитовых глин. Эффективность данного раствора объясняется тем, что гидратированный ион калия имеет незначительный размер, что позволяет ему свободно проникать в межплоскостное пространство монтмориллонитовых глин [3,12], и прочно связывать элементарные пластинки глин между собой, предотвращая гидратацию и диспергирование [11].
Именно особенности строения превалирующих минералов (викуловская свита на 64% состоит из каолинитов и только на 4% из монтмориллонитов) не позволяют обеспечить устойчивость ствола скважины применением солевых ингибиторов. Поэтому, для глин выше упомянутых свит, для предотвращения гидратации эффективно применять органические ингибиторы.
На практике это и подтверждает В.А.Мосин [7]: ингибирование глин и повышение устойчивости ствола в интервалах раннего катагенеза, удалось обеспечить применением силикатных растворов. Эффективность растворов данного типа можно объяснить созданием на поверхности глин физико-химического барьера (рисунок 2), обеспечивающего не только водоизолирующие свойства, но и укрепляющие стенку скважины за счет образования нерастворимых гидросиликатов поливалентных металлов. Необходимость применения инкапсулирующих полимеров может быть оправдана для предотвращения диспергирования малопрочных частиц глинистого шлама имеющих непрочные коагуляционные контакты.
РИСУНОК 2. Формирование физико-химического барьера в результате взаимодействия силикатного бурового раствора и глин
Помимо силикатных растворов для ингибирования и повышения устойчивости ствола могут быть применены растворы, содержащие в своем составе микрокольматанты: асфальтены, полимерные смолы, латекс, гликоли различного строения и молекулярного веса. Механизм действия данных реагентов [9] следующий (поэтапно): Снижение гидратации глины в результате адсорбции полярных частиц микрокольматантов на стенке скважины и формирование тонкого гидрофобного слоя à Происходит физическое закупоривание поверхностных дефектов и укрепление стенок àЗначительно снижается фильтрация промывочной жидкости в породу à Уменьшается увлажнение глин à Повышается устойчивость ствола скважин.
Учитывая то, что ханты-мансийская и викуловская свита, сложены перемежающимися песчаниками и глинами, может быть предложено обеспечение устойчивости ствола путем повышения условной вязкости. Но применение данного метода ограничено: глины и песчаники данных свит механически непрочные и подвержены разрушению при свабировании. Поэтому, условная вязкость должна быть на минимальном уровне, а обеспечение реологических параметров бурового раствора обеспечивается введением природных полисахаридов.
Для обеспечения устойчивости ствола глин раннего катагенеза, как и показано в [7, 5], эффективно применять высокую плотность бурового раствора. В [12] предлагается применения метода «проб и ошибок» - ступенчатого повышения плотности бурового раствора по 0,05-0,1 г/см3. На сегодняшний день данный подход очень спорен: определить плотность бурового раствора для безаварийного строительства скважин возможно путем проведения стендовых испытаний на установках двух/трехосного независимого нагружения образцов керна. Другой путь это применять программные комплексы по моделированию поведения горного массива при проводке ствола скважин. Информация для данных программных комплексов может быть получена в результате геофизических исследований или непосредственно в процессе бурения от телеметрических систем.
В [5] приведены экспериментально установленные величины плотности бурового раствора, обеспечивающие безаварийное бурение в интервалах указанных свит (таблица 1).
ТАБЛИЦА 1. Рекомендованные плотности бурового раствора при различных углах наклона скважин
Достижение плотности бурового раствора, обеспечивающего устойчивость, рекомендуется введением карбоната кальция. Данный химреагент позволяет с одной стороны обеспечить требуемую плотность бурового раствора, а с другой создать кольматационный экран на стенке ствола скважин. Кольматационный экран позволяет в свою очередь, с одной стороны укрепить стенки скважины, а с другой – предотвратить проникновение фильтрата бурового раствора.
В случае применения баритового утяжелителя (необходимость увеличения плотности более 1800 кг/м3), для поддержания требуемых реологических параметров (ингибирование выбуренной глины) рационально применять известковые буровые растворы[6].
Выводы:
Устойчивость глин раннего катагенеза обеспечивается в первую очередь правильным, геомеханически обоснованным выбором диапазона плотностей бурового раствора и позволяет значительно снизить осыпи неустойчивых глин в сложных геологических условиях. Введение кольматирующих, микрокольматирующих, инкапсулирующих смесей носит вспомогательный характер.
Литература
1. Christophe Tournassat, Ian C. Bourg, Carl I. Steefel, Faïza Bergaya. (2015). Surface Properties of Clay Minerals. Natural and Engineered Clay Barriers. 5-31;
2. Kulyashova Irina N., Mamaeva Oksana G., Burganov Sergey E., Khalikov Arthur R., Valova Yulia V. INVESTIGATION OF THE IMPACT OF SULFONATED REFINERY PRODUCTS ON THE PROPERTIES OF WATER-BASED DRILLING FLUIDS // Известия ТПУ. 2023. №1. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/investigation-of-the-impact-of-sulfonated-refinery-products-on-the... (дата обращения: 11.06.2025).
3. Гримм, Р. Е. Минералогия глин / Р. Е. Гримм. — Москва : Букинист, 1959. — 452 c. — Текст : непосредственный.
4. Грунтоведение : учебное пособие / В. В. Крамаренко; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 431 с.
5. Коваленко Ю. Ф., Харламов К. Н., Усачев Е. А., Устойчивость стволов скважин, пробуренных на месторождениях Среднего Приобья: Тюмень. – Щадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2011. – 175с.
6. Мосин В.А. Устойчивость глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин / В.А. Мосин. – Москва: Недра, 2017. – 422 с. – Текст: непосредственный.
7. Мосин, В. А. Стабильность ствола скважин при бурении глинистых отложений ранней стадий катагенеза / В. А. Мосин, А. В. Меденцев. - «Ойл энд Газ Евразия», 2014. - № 11. - С. 56-59. - Текст : непосредственный.
8. Новиков, Владимир Сергеевич. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин / / В. С. Новиков. — Москва : НЕДРА, 2000. — 269, [1] с. : ил., табл. : 22 см.; ISBN 5-247-03872-Х.
9. Пеньков А.И. Влияние полимеров на ингибирование глин // Нефтяное хозяйство, 1979, № 5, с. 24–25.
10. Подъячев Алексей Александрович. Обоснование и разработка математической модели оценки устойчивости ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин: диссертация ... кандидата технических наук: 25.00.15 / Подъячев Алексей Александрович; [Место защиты: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный""], 2015.- 101 с.
11. Растегаев, Б. А. Принципы ингибирования и ранжирование ингибирующих растворов / Б. А. Растегаев. — Текст : электронный // Бурение и нефть : [сайт]. — URL: https://burneft.ru/archive/issues/detail.php?ELEMENT_ID=62475 (дата обращения: 04.07.2025).
12. Системы буровых растворов – Электронный ресурс – URL: Рассмотрим последовательно действие обоих факторов — Студопедия (studopedia.ru) (дата обращения: 22.06.2025)
13. Спивак, Александр Иванович. Механика горных пород [Текст]: [Учебник для вузов по специальности "Бурение нефтяных и газовых скважин"] / А. И. Спивак, А. Н. Попов. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва: Недра, 1975. - 200 с. : ил.; 21 см.
14. Шаляпина А.Д. Обзор технологических решений по стабилизации глинисто-аргиллитовых горных пород при бурении боковых стволов скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 10(358). – С. 33–37. – DOI: 10.33285/0130-3872-2022-10(358)-33-37.
