Ингибирование набухания глинистых сланцев

Ингибирование набухания глинистых сланцев

Первой с проблемой осыпания или набухания сланцев столкнулась Компания «Amoco Production Co.» в Хэкберри Филд штата Луизиана в конце 1960-х годов.

Многочисленные ликвидации аварий из-за осыпающихся сланцев и затраты на развертывание скважин с сужением ствола, а также увеличение массы буровых растворов существенно увеличивали затраты на бурение. Одним из распространенных решений этой проблемы было использование буровых жидкостей с относительно высоким весом. Но это привело к низкой скорости проникновения, высокой стоимости бурового раствора, и высоким общим затратам при бурении глинистых сланцев с нормальным (гидростатическим) пластовым давлением.

Хэкберри Филд расположено в юго-западной части Луизианы на одном из многочисленных соляных куполов, присутствующих в районе побережья Мексиканского залива.

Глубина скважин, включенных в данное исследование, находится в диапазоне от 9,500 до 12,500 футов. Сечение характеризуется длинной последовательностью песчаных сланцев от недавних до миоценовых образований глубиной около 9500 футов. Ниже в основном встречаются сланцы олигоценовой эры, длиной около 1500 футов с нормальным пластовым давлением – Camerina sand. Именно этот длинный отрезок сланцев имеет тенденцию к осыпанию и вызывает проблемы скважин. Угол падения пласта — свыше 50°. Считается, что высокий угол падения по крайней мере частично ответственен за проблемы, так как пласты такого же возраста с нормальным углом падения  в других областях бурились без проблем. Временным решением проблемы было повышение плотности бурового раствора до 12.5 фунтов на галлон (ppg) в противовес 9.0 ppg для эквивалентных пластов. Это способствовало увеличению расходов на бурение из-за низких показателей проникновения.

Талсовской исследовательской группе Amoco было предложено решить данную проблему.

Одним из решений этой проблемы было добавить в буровой раствор материал, чтобы задержать проникновение фильтрата в проблемные сланцы вдоль микротрещин и поверхностей напластования. Исследование показало, что природный минерал Гильсонит, рассредоточиваясь по всей системе бурового раствора в виде тонкодисперсных частиц, будет экструдировать с помощью механизма пластического течения в поры, поверхности напластования и микротрещины. Это приведет к уменьшению проникновения жидкости и скрепит пласт, предотвращая осыпание. Глядя на температуру скважин, лаборатория рекомендовала использовать Гильсонит с температурой размягчения около 338°С вместе со специальным смачивающим агентом для предотвращения комкования продукта. Научно-исследовательская лаборатория указала, что Гильсонит превосходил продутые (окисленные) битумы как по температуре, так и по чистоте. Изучение лабораторией чувствительности пластов к температуре размягчения Гильсонита и разработка хорошего поверхностно-активного вещества — было первоначальной работой по исследованию Гильсонита. Это привело к разработке состава Bore-Plate – смеси Гильсонита с поверхностно-активным веществом.

Благодаря рекомендациям Исследовательского центра, Гильсонит был успешно использован в системе буровых растворов. При этом набухание сланцев не наблюдалось.

В 1970 году было принято решение начать снижение массы бурового раствора с 12,5 ppg c шагом в 0,5 ppg, чтобы определить останутся ли сланцы стабильными, и сколько раствора потребуется при использовании 5,0 фунтов на баррель (ppb) Гильсонита. Были успешно пробурены 14 скважин низкой массой буровых растворов (10,5 ppg). В результате были увеличены скорости проникновения, а проблемы скважин, связанные с набуханием сланцев, сведены к минимуму.

Поделиться на