Возникновение пластического течения в промысловых условиях

Данные, приведенные в табл. 8.1, свидетельствуют о том, что вряд ли можно ожидать возникновения напряжений пластиче­ского течения в сцементированных песках и глинистых сланцах на больших глубинах, однако в каменной соли такое течение вполне возможно. Это положение полностью подтверждается промысловым опытом.

При разбуривании соленосных пластов на небольших глуби­нах особых затруднений не возникает, если не считать зон вблизи соляных куполов, где проявляются аномалии в поле напряже­ний земной коры. Даже в том случае, когда превышается пре­дел текучести, скорость деформации невелика и удается под­держивать номинальный диаметр ствола с помощью расшири­теля.

Расширение не оказывает значительного влияния на прочность ствола скважины, так как увеличение диаметра ствола мало по сравнению с шириной зоны пластических де­формаций. В связи с высокой пластичностью соли медленная деформация (ползучесть) про должается до тех пор, пока соле носные отложения не будут обсажены.

Значительно большие трудности возникают при разбурива­нии глубоко залегающих соленосных отложений. Как видно из рис. 8.6, предел прочности соли сравнительно мало возрастает с повышением давления обжима (или горного давления). Проч­ность соли зам етно снижается, а пластичность повышается с увеличением температуры. На глубинах, превышающих 3000 м, влияние горного давления вполне компенсируется температур­ным эффектом, поэтому в действительности прочность соленос­ных отложений снижается с увеличением глубины. Вследствие высокой пластичности соль может полностью передавать вес вышележащих горных пород, поэтому для предотвращения ее пластического течения требуются буровые растворы плотностью, превышающей 2,3 г/см³.

Соляные пласты можно разбуривать с промывкой насыщен­ными солевыми растворами или растворами на углеводородной основе. В первом случае возникают значительные трудности, так как насыщенный на поверхности солевой раствор при вы­соких температурах, преобладающих на больших глубинах, мо­жет стать недонасыщенным. Небольшая недонасыщенность полезна, поскольку обеспечивается возможность растворения не­которого количества соли на стенке скважины, тем самым оказывается противодействие ползучести. Однако если минера­лизация воды слишком мала, происходит значительное раство­рение соли, что приводит к сильному расширению ствола. Еще одна сложность обусловлена высоким содержанием в некото­рых соляных пластах хлоридов калия, кальция и магния, которые растворяются в насыщенных растворах хлорида натрия. Эти соли присутствуют, например, в соляных пластах свиты цехштейн, которая встречается при бурении скважин в Север­ном море. Там эта проблема решена путем использования на­сыщенных солевых растворов, получаемых из скважин, закон­ченных на свиту цехштейн.

Растворы на углеводородной основе, внутренней фазой ко­торых является насыщенный солевой раствор, не растворяютсоли при проходке соленосных отложений и, следовательно, ис­ключают возможность расширения ствола скважины. Тем не менее они повышают опасность прихвата бурильной колонны; правда, трубы обычно можно легко освободить путем промывки с закачкой 3 м³ пресной воды. При применении растворов на углеводородной основе иногда возникают трудности, связанные с флокуляцией барита и других компонентов бурового раствора, из-за плохой смачиваемости их поверхности углеводородной фазой (нефтью, дизельным топливом). В этих случаях приме­няют специальные гидрофобизирующие ПАВ и загущающие агенты.

Пластическое течение может также возникнуть во время бурения на небольших глубинах в нелитифицированных глини­стых породах, встречающихся в районе северного побережья Мексиканского залива и в Северном море. Доминирующим гли­нистым минералом в этих отложениях является натриевый монтмориллонит, такие породы содержат большое количество воды. По консистенции они напоминают замазку, поэтому обычно их называют вязкими глинами (гумбо).

Угол внутреннего трения нелитифицированных глинистых сланцев равен нулю, и из диаграммы Мора следует, что они претерпевают пластическую деформацию, как только напря­жение сдвига превысит их прочность сцепления (см. рис. 8.11). Пластическое течение такого типа иллюстрируется рис. 8.17. Показанный образец был получен путем уплотнения бурового шлама, отобранного при разбуривании пород миоценового воз­раста, до объемной плотности 2,0 г/см³. Этот образец подвергся деформации в модели ствола скважины, показанной на рис. 8.18, и начал течь при изотропном напряжении 11,7 МПа. Пластиче­ское течение может происходить и в вязких глинах, даже если напряжение в них не превышает предела текучести. В этом слу­чае впитывание воды из бурового раствора на пресной воде вызывает набухание глин и деформацию стенок скважины.

При бурении скважины пластическая деформация вязких глин приводит к образованию больших объемов шлама и обва­ливанию породы, в результате иногда происходит полное заби­вание сетки вибрационного сита. В некоторых случаях при подъеме в кольцевом пространстве за бурильной колонной эти глины агломерируют, образуя шламовые пробки, способные перекрыть затрубное пространство.

Рис.8.17 пластическое течение в моделируемом стволе скважины.Объемная плотность породы 2,0г/см³ ,ствол заполнен воздухом,напряжение при разрушении 11,7 МПа.

Для предупреждения прихва­тов колонны часто приходится прибегать к расширению ствола. Тенденция бурового шлама и обвалившейся породы набухать и диспергироваться значительно затрудняет регулирование рео­логических свойств раствора.

Вязкие глины можно проходить с очень высокой скоростью, однако скорости бурения ограничивают из-за соображений очистки ствола. Максимально допустимая скорость зависит от расхода бурового раствора. Время, в течение которого интервал таких глин может оставаться необсаженным, весьма непродолжительно,даже при использовании для промывки ингибированных буровых растворов.

Рис. 8.18. Модель ствола скважины: 1 — микрометр; 2 — к гидравлическому поршню для создания вертикального на­пряжения; 3 — масло; 4 — расходомер;

5— давление жидкости на резиновый ко­жух, обеспечивающее давление обжима;

6 — уплотнение; 7 — испытуемая жидкость под давлением; 8 — сброс порового флю­ида; 9 —образец глинистого сланца

Пластическое течение может возникать в глинистых слан­цах с аномально высоким пластовым давлением. По определе­нию, глинистые сланцы с аномально высоким пластовым дав­лением имеют повышенное содержание воды. Например, на рис. 8.4 видно, что объемная плотность глинистого сланца на глубине 3000 м при градиенте порового давления 20,3 кПа/м такая же, как и у сланца с нормальным поровым давлением, находящегося на глубине 1520 м. Глинистый сланец с ано­мально высоким пластовым давлением должен выдерживать давление 3000-м толщи пород, поэтому подвержен пластической деформации в ствол скважины. Обычно деформацию предот­вращают путем повышения плотности бурового раствора для предупреждения притока в ствол пластовых флюидов из пере­слаивающихся с глинистыми сланцами песчаных пропластков. Благодаря повышению плотности бурового раствора предотвра­щается также течение глинистого сланца в ствол. Однако в от­сутствие песчаных пропластков аномально высокое давление может остаться невыявленным и плотность бурового раствора повышена не будет, в результате глинистый сланец начнет вы­давливаться в ствол скважины. Джилл и Грэгг утверждают, что в скважинах, которые бурят на Северном море, превыше­ние пластового давления над давлением столба бурового ра­створа примерно на 1 МПа может привести к пластическому течению глинистых сланцев.