Трудность разбуривания хемогенных пород (соленосных отложений) предопределяется их высокой растворимостью в воде и склонностью к пластическому течению. Исходными данными для принятия решений по разработке мер предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости соляных пород являются: глубина их залегания, мощность толщи хемогенных пород, минералогический состав, пластовая и критическая температура (критической называется температура при которой соли теряют свою прочность, а устойчивость стенок скважины сохраняется за счет уравновешивания геостатического давления гидростатическим), а также геостатическое давление вышележащих пород.
Критические температуры некоторых солей:
- галит (ρ=2130-2150 кг/м3) 200 °С
- сильвин (ρ= 1980 кг/м3) 150 °С
- бишофит (ρ= 1500 кг/м3) 110 °С
- кизерит (ρ=2570 кг/м3) 45 °С
Выбор типа бурового раствора для предупреждения нарушений устойчивости основывается на учете минералогического состава соляносной толщи и ее забойной температуры (см.табл.17.2)
Определение плотности бурового раствора, как на стадии проектирования, так и в процессе бурения скважины в целях корректировки производят расчетным путем. При бурении пластов чистых солей, без упрочняющих твердых пропластков - доломитов, известняков, мергелей и т.п., плотность бурового раствора, обеспечивающая устойчивость ствола скважины в процессе углубления, определяется из следующих формул:
для галитов и гипсов
ρб.р=1+0,008(t- 10);
для бишофитов, калийных солей, а также при наличии в солях высоковлажных (монтмориллонитовых) глин
ρб.р=1,23+0,008(1 -10);
при наличии в пластах солей линз с рапой
где μ - коэффициент Пуассона, для солей изменяется от 0,42 до 0,45.
Глубину залегания пород Zкр в скважине, при которой возникает пластическое течение горных пород приствольной зоны, радиус пластической зоны rпл и минимально допустимый удельный вес жидкости у можно определить по формулам
Zкр=σs/[√3 (γп - γ)];
γ=γп-
(17.33)
σs/(Zскв·√3)
rпл=r0√√3(γп-γ)Zскв/σs
где σs - предел текучести при вдавливании; σs - удельный вес горных пород; r0 - радиус скважины.
Таблица 17.2 Рекомендуемые буровые растворы, для разбуривания хемогенных пород
Тип бурового раствора |
Температурный |
Солевой состав |
Соленасыщенный, стабилизированный |
100-130 |
Однородная толща галита. |
Соленасыщенный стабилизированный |
130-180 |
То же |
Эмульсионный буровой раствор не |
100 |
То же |
Эмульсионный буровой раствор обработанный |
130 |
Галит с прослоями |
Эмульсионный буровой раствор, обработанный |
200 |
Галит с прослоями бишофита |
Гидрогельмагниевый |
130 |
Галит с прослоями бишофита и карналлита. |
Гидрофобная эмульсия |
150 |
Галит с прослоями бишофи-та. |
Известково-битумный |
220 |
Однородная толща галита; толща галита |
Инвертный эмульсионный |
150 |
Галит с прослоями калийно-магниевых |
Инвертный эмульсионный, насыщенный бишофитом |
70 |
Галит с прослоями бишофита. |