Напряжённые сланцы.

Плотность буровых растворов обычно увеличивают для контроля поступления газа и жидкостей в скважину. Если пласты напряжены вследствие тектонических сил , тогда вес бурового раствора может быть необходим для предотвращения нестабильности ствола скважины.

Сланцы этого типа могут быть описаны как сланцы , которые не гидратируются значительно, но осыпаются в ствол скважины , когда вскрываются при бурении. Эти сланцы находятся в регионах , где структурные или тектонические движения имеют место( процессы при которых земные платформы деформируются , производя континенты , океаны , горы и т.д.). Сланцы могут значительно отклоняться от горизонтали в крутопадающих плоскостях напластования. Силы могут действовать на пласты, которые , когда ослабевают , заставляют сланцы падать в ствол скважины. Проблема может дальше усугубляться , если плоскости напластования становятся влажными при контакте с водой или нефтью, как будет обсуждено позже. The Atoka & Springer сланцы средней части континента - примеры этого типа сланцев.

Пластовые напряжения, вызываемые диастрофическими движениями или тектоническими напряжениями, делают эти сланцы уязвимыми к осыпанию. В добавок, природные материалы , цементирующие эти сланцы, могут быть относительно слабыми.

Некоторые напряжённые сланцы не могут полностью контролироваться плотностью раствора потому ,что могут иметь место потери циркуляции и другие проблемы. Для этих ситуаций , всегда будет тенденция для некоторых сланцев осыпаться в ствол скважины. Порой наилучшим методом будет рассматривать проблему сиптоматически с улучшением очистки ствола и пытаться относится толерантно к проблеме без допущения существенных проблем при бурении.

Чтобы улучшить очистку ствола , должны использоваться системы буровых растворов , разжижающихся при высоких скоростях сдвига с низкими значениями величины «n» и высоким хрупким статические напряжением сдвига, в добавок поддерживать хорошие фильтрационные характеристики и низкие значения водоотдачи.. Низкие значения «n» будут помогать предотвращать осыпания под напряжением путём поддержания ламинарного профиля течения и будет помогать очищать ствол скважины. Высокие значения СНС будут удерживать во взвешенном состоянии сланцы, которые осыпаются , когда бурильный инструмент извлекается из скважины. Это будет предохранять сланцы от падения вниз по стволу скважины и образования шламовых пробок.. В этой1 ситуации . часто лучше не промывать и не прорабатывать беспокоящий участок ствола если нет особой необходимости. Оставление интервала ненарушенным будет позволять гелировать раствору и оставлять в покое взвешенные осыпавшиеся сланцы в кавернах. Однажды нарушенные эти зоны будут обычно становится более проблемными, которые будут сохраняться некоторый период времени.

Обычно проблемы с нестабильностью ствола скважины могут встречаться во время бурения в тектонически активных регионах. Обычные оперативные отклики могут быть совершенно неподходящими, если физический механизм ухудшения состояния ствола скважины не понят надлежащим образом. Когда бурение ведётся в областях, которые проявляют необычные тектонические признаки, обычный подход для определения плотности бурового раствора и градиента гидроразрыва должен быть изменён к более механическим критериям и нельзя доверять определениям порового давления , таким как газопоказания в буровом растворе. Итак, ухитриться сосуществовать с некоторой нестабильностью ствола может быть более необходимо, чем пытаться излечить условия полностью.

Опыт бурения в таких областях привёл к следующим наблюдениям:

· Тектоническая нестабильность – чисто механическа и не относится к химической несовместимости( или объясняется ею).

· Механическая нестабильность относится к разрушению слабых, часто трещиноватых или падающих пластов, вызывается их напряжённым состоянием.

· Гидроразрыв пласта вызывает потерю циркуляции и нестабильность ствола скважины, когда давления раствора приближаются к величине минимального напряжения.

· Разрушение ствола и обвал будет иметь место, когда давления раствора слишком низкие для поддержания породы ниже её предела прочности на сжатие.

· Ориентирование траектории скважины с учётом тектонических сил может помочь ослабить проблемы.

· Передача давления и вторжение раствора вдали от ствола скважины может дестабилизировать ствол.

· Плохая практика бурения может способствовать дестабилизации ствола , в то время, как богатая буровая практика может помочь выносить некоторую нестабильность.

· Тесное общение и коллективная работа имеют решающее значение для рентабельных и своевременных решений.

Некоторые рекомендации:

· Наблюдать за поведением ствола и виброситами для выявления нестабильности и необходимости улучшить очистку ствола для ослабления симптомов нестабильности ( осыпание и образование пробок).

· Использовать быстро, но спокойно технологии бурения для уменьшения времени экспозиции и минимизации механических воздействий .

· Выбрать глубины спуска обсадной колонны для изоляции проблемных интервалов.

· Минимизировать расширки скважины для уменьшения механических воздействий если нет особой необходимости.

Термические различия между течением охлаждённого раствора и нагретыми пластом может также быть причиной напряжённого состояния ствола и его нестабильности. Это не общая проблема, но должна рассматриваться , когда оценивается разрушение ствола в высокотемпературных скважинах.

Сжатые сланцы.

Плотности раствора обычно увеличивают для контроля поступления газа или жидкостей в скважину. Если пласт непроницаемый вместе с непроницаемыми вмещающими пластами, подобно массиву сланцев или солевому телу, тогда может быть затруднительно идентифицировать увеличение в давлении вследствие недостатка подземного( связанного) газа или поступления поровых жидкостей.

Осложнённые сланцы ассоциируются с геологическими давлениями, которые обычно ограничиваются географически регионами более современной геологии, обычно постмеловым временем. Сланцы этого типа – нормальный массив, но не гомогенный . Они в основном морские сланцы и являются нефтематеринской породой для нефти и газа. Одно это может логически объясняет существование давления в сланцевых массивах. В течение геологического времени , изменения уровня моря , такие, как те, которые имели место в ледниковые и межледниковые периоды, могут объяснить локализованные отложения чуждых осадков в больших седиментационных бассейнах. . Такие климатические изменения были бы достаточны для обеспечения развития песчаных отмелей близ берега, которые в более позднее геологическое время могли стать изолированными , песчаными, проницаемыми линзами в противоположном по природе массиве сланцев.

По прошествии геологического времени илистые и глинистые отложения сжимались и становились компактными вследствие растущих масс горного давления. В процессе сдавливания , жидкости в пределах сланцев вытеснялись из них и мигрировали в более пористые и проницаемы песчаные линзы. Песчаные линзы как пористые , так и проницаемые и не сжимались или агрегировались до некоторой степени. Некоторые жидкости , входящие в эти линзы, ими улавливаются и полностью изолируются окружающими сланцами , как это показано на рис. 7. В ходе течения геологического времени , поровое пространство будет полностью заполняться , и жидкости, которые уловлены, могут достичь давления , эквивалентного горному.

Не может быть проявления высокого давления или поступления газа или жидкости в скважину , если отсутствуют проницаемые пласты.

Рис.7. Сжатые сланцы.

Плотность раствора обычно не увеличивают без индикации увеличенного давления , в результате гидростатическое давление столба бурового раствора будет много меньше, чем давление сжатых сланцев. Эта разница давлений будет пытаться ослабить само себя вдоль пути наименьшего сопротивления. Вероятно, это будет делаться вдоль плоскостей напластования , отделяющих пески и сланцы., вызывая отслаивание сланцев и падение в ствол скважины. Сланцы, этим ослабленные , будут продолжать осыпаться до тех пор, пока вес раствора не увеличится до точки, где гидростатическое давление уравновесит давление в сланцах.

Другие сжатые сланцы могут действительно содержать газ. Это часто относится как газоносные сланцы или газовые пласты с малым объёмом и высоким давлением. Стабильность ствола скважины не может подвергаться риску, завися от прочности породы , и причина проблем будет очевидна при газосодержащем буровом растворе. Может не быть необходимости в увеличении плотности раствора до точки, где сланцы и газ сдерживаются одновременно, так как это может привести к потере циркуляции, но достаточно будет увеличить до точки, где пласты не будут осыпаться.

Решение такой проблемы сланцев сравнительно простое, так как увеличение плотности раствора создаёт достаточное гидростатическое давление для сдерживания пластового давления. Кроме увеличения плотности , имеются другие методы , которые помогают в контролировании проблемы путём минимизации дальнейшего снижения гидростатического давления.: (1)Сохранять ствол скважины всегда заполненным раствором , особенно во время подъёма инструмента. Это сохраняет гидростатическое давление на самой высокой отметке во всех случаях.. (2) Низкая вязкость, низкий СНС раствора будут помогать в предотвращении свабирования. Тонкая настенная корка , обеспечиваемая пониженной фильтрацией, будет также обходить свабирование в стволе скважины. (3) Поднимать медленно через участок, дающий проблемы.