Full Text

Введение Мировой опыт последних лет показывает, что почти все скважины осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Поэтому в большинстве случаев используются многоколонные конструкции и буровые растворы с различными технологическими свойствами, но, даже при использовании современных технологий проектирования и строительства скважин, зачастую не удается избежать осложнений, которые препятствуют быстрому и эффективному бурению скважины. Поддержание номинального диаметра открытого ствола, которое зависит от устойчивости стенок скважины, является одной из наиболее сложных проблем при бурении нефтяных и газовых скважин. В основном эта проблема возникает при прохождении слабосвязанных литифицированных отложений, представленных аргиллитами, глинистыми сланцами и сланцевыми глинами. В свою очередь аргиллиты создают около 70 % всех проблем, связанных со стабильностью ствола скважины [1-13]. Проблема устойчивости стенок скважины при бурении в глинах широко описана в различной литературе, приведены различные варианты решений с использованием полимерных, ингибирующих и недиспергирующих буровых растворов [2, 3, 10-12, 14-27]. Тем временем проблема устойчивости трещиноватых аргиллитов не так широко раскрыта: в основном описаны возможные причины дестабилизации трещиноватых аргиллитов и меры по борьбе с ними. Однако нет четкого представления причин потери стабильности трещиноватых аргиллитов и, следовательно, вариантов решения этой проблемы [7-9, 28-32]. В случае потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, возникают наиболее серьезные осложнения при бурении. Виды потерь устойчивости стенок скважин разнообразны, но все они определяются изменением номинального диаметра сечения скважины. Увеличение сечения происходит при кавернообразовании, обусловленного обвалами или осыпями пород, уменьшение - при выпучивании горных пород, которое может привести как к обвалам (падение пород под действием веса по направлению к забою скважины), так и к пробкообразованию (течение пород в направлении от забоя к устью скважины). Борьба с осложнениями, которые вызывают отклонение размеров скважин от номинальных, актуальна при бурении относительно глубоких скважин. Многие специалисты и исследователи считают, что если плотность бурового раствора соответствует геолого-техническим условиям, то потеря устойчивости стенок ствола скважины зависит от физико-химического воздействия раствора на разбуриваемые глинистые отложения. Следовательно, исследования по большей части направлены на подбор рецептур и параметров бурового раствора. В настоящее время существует большое количество инструментальных методов испытаний и исследований глинистых пород с целью выбора подходящего бурового раствора. Большинство лабораторных исследований требуют применения дорогостоящего оборудования [33]. Помимо этого, при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях многие нефтегазовые компании проводят более подробные исследования глинистых отложений, такие как определение химического и минералогического состава, потери при прокаливании, влажности, плотности и обменной емкости. Основной акцент исследований направлен на взаимодействие образцов глинистых пород с буровым раствором, при этом проводятся испытания на увлажнение, разупрочнение набухания, диспергирование, капиллярную пропитку, осмос и другие. Методы данных испытаний подробно описаны в специализированной литературе [34]. Многие эксперты считают, что буровой раствор, который будет максимально обеспечивать устойчивость стенок скважины, необходимо подбирать индивидуально для каждого района проведения работ и геолого-технических условий. Согласно рекомендациям, для выбора оптимальной рецептуры и свойств раствора предлагается выполнить следующие лабораторные исследования с образцами нестабильных глинистых пород: рентгеноструктурный анализ минералогического состава породы при помощи дифрактометра; измерение емкости катионного обмена и выявление катионов, вступающих в реакции; построение изотерм адсорбции по методу Ченеверта; оценка диспергирующей способности [35]. Несмотря на современные методики проведения исследований и испытаний, проблема потери устойчивости глинистых пород на стенках скважины не решена, а эффективность рекомендуемых решений очень низка, при этом мнения исследователей данной проблемы противоречивы. В.С. Баранов считает, что повышение плотности бурового раствора не является препятствующим фактором кавернообразования в глинистых породах, а уменьшение фильтрации не обеспечивает сохранение устойчивости стенок скважин [35]. По мнению В.Д. Городнова, величины показателя фильтрации бурового раствора и влажности глинистой породы в естественных условиях залегания оказывают сильное влияние на устойчивость ствола скважины в глинистых отложениях. Влажность является существенным фактором, влияющим на устойчивость стенок скважин, потому как глинистые породы с низкой влажностью имеют тенденцию терять стабильность в водной среде быстрее, чем их более влажные разности. В.Д. Городнов делит глинистые породы на три класса в зависимости от изменения прочностных свойств от степени увлажненности: сильноувлажненные (высокопластичные, текучие), увлажненные (пластичные) и слабоувлажненные (гидратационно-активные) [36]. В.А. Приклонский утверждает, что стабильность можно оценить по некоторой «критической» влажности, характерной для каждого типа глин: при значении влажности образца глины ниже критической происходит размокание; при значении влажности выше критической образец практически не размокает. Увеличение величины критической влажности глин прямо пропорционально росту их обменной емкости: у монтмориллонитовой глины величина критической влажности составляет около 50 %, каолинитовой - около 25 % [37]. В работах некоторых исследователей основной причиной неустойчивости глинистых пород является совместное действие таких факторов, как физико-химическое воздействие фильтрата бурового раствора и напряженное состояние горных пород на стенках скважин [38-40]. О.К. Ангелопуло считает, что необходимо устанавливать нижний предел концентрации органического реагента для того или иного значения фильтратоотдачи, при котором наиболее выражено проявление ингибирующего эффекта [41]. При анализе промысловых материалов Н.М. Шерстнев определил, что осыпи и обвалы в условиях длительного воздействия раствора возникают в отложениях глин, подверженных тектоническим нарушениям с крутыми углами падения пластов [42]. В.С. Войтенко считает, что плотность бурового раствора необходимо регламентировать по величине порового давления в глинах [43]. А.И. Пеньков, изучая скорость впитывания глиной воды, выделяет преимущества комбинированного использования акриловых полимеров и хлорида калия в составе бурового раствора [44]. Данное техническое решение проявило эффективность на месторождениях Западной Сибири, но было неэффективно на других месторождениях. В своей монографии В.С. Новиков утверждает, что применение буровых растворов, в рецептуру которых входят ингибиторы набухания глин, не решает проблему дестабилизации стенок скважин на интервалах отложений аргиллитов [45]. Таким образом, метод увеличения плотности бурового раствора при минимальном значении показателя фильтрации не помог замедлить темп обвалообразования, применение раствора на нефтяной основе не привело к полному предотвращению осложнений и прихватов. В своих исследованиях В.С. Новиков приводит данные о том, что большая часть используемых в бурении реагентов ускоряет процесс потери устойчивости глин на стенках скважин и способствует замедлению этого процесса только в сочетании с другими реагентами. Комбинация полиакриламида и хлористого калия обеспечивает стабилизацию состояния ствола скважины. М.Р. Мавлютов и Н.И. Крысин рекомендуют применение буровых растворов, включающих в свой состав хлористый калий и полиакриламид [46]. Примененные Н.И. Крысиным буровые растворы при прохождении интервалов залеганий глин в Пермском крае оказались наиболее эффективны. В процессе бурения скважин в глинистых породах ачимовских отложений Уренгойского газоконденсатного месторождения В.В. Ипполитов и соавт. [47] обнаружили, что при зенитных углах от 42 до 72° процесс осыпания стенок скважин со временем прогрессирует. Темп разрушения стенок скважины при бурении таких глин может быть в 2-3 раза выше по сравнению с другими глинистыми отложениями. Стенки ствола скважины разрушаются в несколько раз больше при бурении с применением полимерных буровых растворов с содержанием твердой фазы до 5-7 %, чем при бурении с глинистыми растворами, содержащими 20-30 % обломочной фракции выбуренных глинистых пород. При уменьшении плотности глинистого бурового раствора с 1190 до 1100 кг/м3 скорость обвалообразования возрастает в 1,4-1,5 раза. При бурении полимерглинистым раствором с показателем фильтрации 6 см3/30 мин скорость дестабилизации ствола скважины в 20 раз выше, чем с показателем фильтрации 2 см3/30 мин. Применение специалистами Baroid DF калиевого бурового раствора не привело к успеху. При этом около 49 % от общего времени строительства скважины было затрачено на ликвидацию осложнений, связанных с нестабильностью стенок скважины. В то же время такой подход был бы в достаточной мере эффективен в большинстве районов Западной Сибири. В.В. Ипполитов для бурения трещиноватых аргиллитов рекомендует использовать эмульсионный полимерглинистый буровой раствор. Л.К. Мухин в своей работе предлагает перейти к использованию углеводородных растворов [48]. Но, исходя из практики, использование углеводородных растворов на интервалах бурения неустойчивых глинистых отложений не всегда предотвращает осложнения. И.Г. Юсупов вместе со специалистами ОАО «Татнефть» объяснили неустойчивость глинистых горных пород на месторождениях Татарстана с помощью теории осмоса [49-51]. С.М. Гамзатов в своих работах исследовал влияние осмоса на процесс потери устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях [52]. С.В. Васильченко, А.Г. Потапов и А.Н. Гноевых утверждают, что в кристаллических решетках глинистых минералов возможны взрывоопасные нарушения, по причине резкого изменения радиуса ионов железа (переход из 2- в 3-валентное состояние), что, в свою очередь, приводит к потерям устойчивости ствола скважины [33]. При помещении отдельных образцов глинистых пород в деионизированную воду выявлено, что некоторые образцы распадались на части, минуя процесс набухания. По данному факту сделан вывод, что необходимо углубиться в изучение физической характеристики глин, которая определяет ее склонность к дестабилизации при взаимодействии с буровым раствором. Поскольку геолого-технические условия образования и залегания глинистых пород в каждом конкретном случае различны, необходимо применение различных вариантов решения проблем, связанных со стабилизацией стенок скважины. Стоит отметить, что эффективность данных подходов, которые, в свою очередь, связаны с применением новых ингибирующих буровых растворов, не выявила каких-либо явных преимуществ перед существующими. Более того, применение новой рекомендуемой промывочной жидкости часто усиливало процесс потери устойчивости глинистых пород на стенках скважины [52]. Возможной причиной недостаточной эффективности в решении проблем со стабилизацией глинистых пород на стенках скважины рекомендуемыми буровыми растворами могут быть ошибки, которые допускаются исследователями при проведении лабораторных исследований и промысловых испытаний. Эти ошибки связаны главным образом с попыткой упрощения или ускорения экспериментов или с неучетом каких-либо свойств. Лабораторные испытания проводятся главным образом с чистыми глинами или с образцами глинистых пород, но в любом случае после разрыва естественных структурных связей отобранные образцы высушивают и диспергируют до порошкообразного состояния. Помещение образцов с естественными структурными связями и изготовленных методом прессования в одинаковые испытуемые жидкости демонстрирует совершенно разные результаты: образец с естественными связями остается стабильным в течение 30 суток в водной среде без каких-либо признаков разупрочнения (рис. 1, в), а образец, изготовленный прессованием (рис. 1, а), в той же жидкости превращается в порошок через 5 мин (рис. 1, б). В таком случае высокоустойчивые глинистые породы могут быть ошибочно приняты за потенциально неустойчивые. Исследования набухания глин проводятся также после их сушки, диспергирования и прессования при всестороннем взаимодействии с жидкостью, тем временем породы на стенках скважины увлажняются буровым раствором только односторонне, а с других трех сторон на породу в приствольной зоне действуют вышележащие, нижележащие и боковые горные породы. На рис. 2 наглядно представлены результаты исследования на всестороннее и одностороннее взаимодействие водного раствора с образцами монтмориллонитовой глины. Визуально определено, что скорость разрушения и набухания, а также величина набухания образца в емкости намного превышают показатели образца-таблетки. Можно сделать вывод, что по причине некорректности проведенных исследований рекомендуемые буровые растворы для поддержания устойчивости глинистых пород на стенках скважин проявляют малую эффективность или являются совсем неэффективными. а б в Рис. 1. Лабораторное исследование устойчивости алевролитов в водной среде с естественными и искусственными структурными связями: а - образец, изготовленный прессованием; б - образец с искусственными структурными связями, помещенными в водную среду; в - образец с естественными структурными связями а б Рис. 2. Исследование поведения образцов монтмориллонитовой глины при одностороннем и всестороннем увлажнении: а - слева направо: образец-таблетка до испытания; образец-таблетка после испытания, помещенный в ячейку и выдержанный в водной среде; образец-таблетка после испытания, помещенный в стакан и выдержанный в водной среде; б - ячейка для образца-таблетки В России и других странах делается акцент на проведение исследований с набухающими глинистыми породами. Многие исследователи пытаются решить проблему дестабилизации стенок скважин при бурении отложений сланцев, аргиллитов и алевролитов путем переноса результатов испытаний, полученных с глинами. Данная идея является некорректной и на практике приводит к серьезным последствиям, поскольку глины в свою очередь не имеют ничего общего со связными литифицированными глинистыми породами с точки зрения прочностных и деформационных характеристик. Как известно, ингибирующие растворы, которые эффективны при бурении пластичных глин, являются малоэффективными или вообще неэффективными в хрупких трещиноватых аргиллитах [53, 54]. Подбор рецептуры, свойств и технологических параметров бурового раствора, который может успешно сохранить устойчивость стенок скважин, необходимо проводить на основании характера деформации и разрушения глинистых пород, потому как он зависит от строения, прочности и свойств структурных связей в породе. Многие специалисты, к сожалению, недооценивают или просто не принимают во внимание влияние данного характера потери устойчивости. Предполагается классифицировать глинистые породы по характеру их разрушения, что целесообразно. По прочности структурных связей, которые определяют устойчивость, глинистые породы делятся на скальные, полускальные и дисперсные. Первые два типа характеризуются жесткими химическими структурными связями с фазовыми контактами (встречаются у сланцев). Третий тип глинистых пород обладает физико-химическими, механическими, водно-коллоидными структурными связями с коагуляционными или переходными контактами (встречаются у глин) [52]. Поведение глинистых пород в условиях скважины при воздействии внешних факторов исходит из состава, строения и прочности структурных связей. Существуют механические модели, которые описывают глинистые породы по характеру деформации и разрушения: скальные метаморфические сланцы, полускальные осадочные аргиллиты и алевролиты соответствуют упругопластичной модели (хрупкий характер разрушения), а дисперсные связные осадочные глины и их разновидности соответствуют пластичной модели (пластичный или вязкопластичный характер разрушения). Глины имеют способность впитывать и удерживать воду в связанном состоянии, следовательно, глины на стенках скважины при действии на них бурового раствора еще больше пластифицируются, становятся текучими, набухают, уменьшают номинальный диаметр ствола и вываливаются в скважину. Аргиллиты, в свою очередь, при действии на них бурового раствора не пластифицируются, всегда остаются хрупкими и не набухают [54]. Аргиллиты дестабилизируются и осыпаются в скважину по причине наличия в них трещин: фильтрат бурового раствора и / или сам раствор проникают в микротрещины и расклинивают их, при этом частицы породы теряют контакты и осыпаются. При разделении глинистых пород по характеру их разрушения на пластичные глины и хрупкие сланцы (или аргиллиты) существенно упрощается и облегчается предупреждение проблем дестабилизации стенок скважины путем выбора бурового раствора. Осыпание потенциально неустойчивых сланцев при бурении скважин в основном предупреждают увеличением плотности бурового раствора и его ингибирующих свойств. При этом повышение плотности бурового раствора как положительно, так и отрицательно сказывается на поддержании устойчивости стенок ствола скважин. Аналогичный результат может быть получен в случае увеличения ингибирующей способности раствора. Для ингибирования буровых растворов применяют электролиты - хлориды натрия, калия, магния, кальция и другие. Часть из них оказывает упорядочивающее действие на молекулы воды, говоря иными словами, молекула воды структурируется, и вязкость водной фазы повышается. Остальные электролиты оказывают разрушающее действие на ассоциированные молекулы воды, разрушают систему, тем временем вязкость водной фазы снижается. Существующую вероятность растрескивания и осыпания неустойчивых глинистых сланцев можно снизить путем использования твердых кольматантов различных размеров и характеров (гидрофобные, гидрофильные) и гидрофобных жидких кольматантов разных молекулярных масс и строений. Поэтому для снижения расклинивающего эффекта трещин применяют обычные пресные растворы или растворы с солями, которые структурируют молекулы воды, с содержанием твердых (гидрофобных, гидрофильных) и гидрофобных жидких кольматантов. Суть кольматантов заключается в образовании блокирующего слоя, препятствующего попаданию жидкой фазы бурового раствора в трещины, и в связывании разделенных вдоль трещин частиц сланцев при помощи адгезионных сил. Повышение концентрации кольматантов (жидких и твердых, гидрофобных и гидрофильных) в буровом растворе вызывает возрастание закупоривания трещин и сохраняет устойчивость ствола скважины при прохождении неустойчивых сланцев. Также необходимо поддержание режима бурения, который позволит исключить резкие искривления ствола скважины при прохождении глинистых отложений. Высокие скорости раствора в затрубном пространстве при низких структурно-реологических показателях при бурении создают турбулентный эффект течения бурового раствора, который провоцирует дестабилизацию и осыпание в ствол скважины сланцевых глинистых пород. При этом, чтобы снизить влияние турбулентного потока на стенки скважины, можно уменьшить подачу буровых насосов или, что будет более целесообразно, отрегулировать реологические свойства бурового раствора, что, в свою очередь, способствует повышению его несущей способности и переходу к ламинарному (структурному) режиму течения. Также в стволе скважины при спускоподъемных операциях возможна пульсация давления, которая отрицательно влияет на сохранение устойчивости глинистых сланцев, следовательно, скорости подъема и спуска бурильной колонны должны быть минимальными. Таким образом, при бурении зон потенциально неустойчивых сланцев необходимо применение пресных полимерных буровых растворов или растворов с солями, структурирующими молекулы воды, с повышенной концентрацией твердых и жидких адгезионных гидрофобных кольматантов. В данном случае структурно-реологические показатели буровых растворов необходимо поддерживать на максимально высоком уровне. Грамотное управление параметрами бурового раствора и технологическими параметрами помогает увеличить технико-экономические показатели при бурении в условиях возможной дестабилизации стенок скважины. При чередовании в литологическом разрезе пластичных и хрупких глинистых пород необходимо применение такого раствора, который сможет обеспечить устойчивость как пластичных глин, так и хрупких сланцев: водный буровой раствор, включающий в рецептуру катионные полимеры, наиболее эффективен для таких разрезов. Методология исследования трещиноватых аргиллитов Вероятным преимущественным фактором, который дестабилизирует сильно трещиноватые аргиллиты на стенках скважины, является расклинивание существующих трещин проникновением бурового раствора и возможное набухание аргиллита. Также буровой раствор проникает в приствольную зону либо выходит из нее ввиду действия изменяющегося давления столба жидкости в скважине, связанного с ростом давления циркуляции и появлением либо исчезновением эквивалентной циркуляционной плотности. Тем самым фронт давления продвигается вглубь приствольной зоны пластов глинистых пород и приводит к осложнениям в виде осыпей, обвалов и образований каверн. Для изучения процессов, которые протекают в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов в процессе бурении скважин, предложен ряд лабораторных исследований с целью определения влияния бурового раствора на аргиллиты. Образец был отобран из отложений, залегающих на глубине 1385-1475 м и относящихся к пермской системе артинского яруса. Текстура образца аргиллита представлена слоями, подвергается расщеплению вдоль плоскостей напластования (рис. 3). Исследование на образование трещин при взаимодействии с флюидом может представить наибольшую информативность в вопросе о стабильности глинистых отложений, имеющих склонность к образованию трещин в условиях действия на них бурового раствора. Методика относительно проста, но при этом эффективность исследования не снижается: Рис. 3. Образец аргиллита Рис. 4. Динамика увеличения массовой доли образцов в средах паров насыщенных растворов образец породы, имеющий примерно правильную форму размером 2 на 3 см, погружается в исследуемую жидкость комнатной температуры. При этом исследование позволяет оценить реальное действие жидкости на глинистую породу по причине отсутствия действия на образцы дополнительных нагрузок (течение флюида, давление, температура и других). Образование трещин в образцах фиксируется в ходе визуального осмотра через определенные промежутки времени. Для проведения исследования было изготовлено шесть образцов аргиллита. Они помещались в различные флюиды на 6 ч. Временной интервал был выбран по ходу проведения теста (время, через которое происходило полное разупрочнение аргиллита). Фотографии образцов делались в начале теста, спустя 10 мин и через 6 ч. На практике при бурении в рецептуру бурового раствора включают от 3 до 7 % хлорида натрия (NaCl) и от 5 до 20 % хлорида калия (KCl) с целью ингибирования, предотвращения расслаивания выбуренной породы и сохранения стенок скважин в устойчивом состоянии. В результате применения солей натрия обеспечивается умеренно-сильное ингибирование, а солей калия - сильное ингибирование. Растворы хлорида натрия и калия предложены в качестве основы для проведения теста на образование трещин. Также исследование проводилось в 5%-ных растворах Na2(SO)4, CaCl2, MgCl2 и обычной воде. С помощью метода Ченеверта можно провести оценку адсорбционных сил для различных ингибирующих составов. Методика исследования заключается в помещении высушенных частиц шлама аргиллита в эксикаторы, содержащие насыщенные растворы различных солей, далее по изменению массы образцов после определенных промежутков времени рассчитывается содержание воды и строятся зависимости содержания воды от относительной влажности [55]. Активность флюида в аргиллитах определяется абсциссой точки изотермы с ординатой, которая равна значению влажности аргиллита в пластовых условиях. По данному параметру можно судить о потенциально возможном давлении набухания трещиноватого аргиллита, который впитывает в себя воду из бурового раствора. Чем ниже активность воды в пластовых условиях, тем выше максимально возможное давление набухания [55]. Для определения минералогического состава аргиллита в основном применяется рентгеноструктурный анализ с помощью дифрактометра. Данный метод заключается в явлении дифракции рентгеновских лучей на объемной кристаллической решетке. Образец аргиллита был отобран на Лабаганском месторождении Ненецкого автономного округа. На территории северо-востока данной территории минеральный состав аргиллитов практически не отличается и преимущественно включает в свой состав иллит и каолинит, лишь варьируются их процентные соотношения в зависимости от условий формирования. Основная составляющая трещиноватых аргиллитов, по данным исследования на дифрактометре, представлена каолинитом (47-78 %), иллитом (10-30 %) и аутигенным хлоритом (3-18 %) [56]. Образец аргиллита содержит высокую долю каолинита, что является признаком низкой емкости катионного обмена, способности к набуханию и удерживанию воды. Результаты лабораторных исследований На рис. 4 приведены данные по изменению массы образцов аргиллита в среде паров насыщенных 5 % растворов KCl, Na2(SO)4, NaCl, CaCl2, MgCl2 и воды. Минимальное увеличение массы образца наблюдалось в парах насыщенного раствора KCl. При этом основное увеличение массы происходит после первых суток выдержки Рис. 5. Образец аргиллита при взаимодействии: а - с водой в начале теста и через 10 мин; б - с NaCl в начале теста и через 10 мин; в - с Na2SO4 в начале теста, через 10 мин и через 6 ч соответственно; г - с MgCl2 в начале теста, через 10 мин и через 6 ч; д - с СaCl2 в начале теста, через 10 мин и через 6 ч; е - с KCl в начале теста и через 6 часов образцов в парах растворов, после пятых суток увеличение массы незначительно, поэтому рекомендуемая нами продолжительность этого исследования составляет 5 сут. В результате проведения теста на образование трещин выявлено, что влияние воды как контрольного параметра значительно увеличивает существующие трещины в образце аргиллита (рис. 5, а). Уже после 10 мин взаимодействия наблюдается полное разупрочнение породы, такой же результат показывает и взаимодействие образца в 5%-ном растворе NaCl (рис. 5, б). При взаимодействии аргиллита с 5%-ными растворами MgCl2, Na2SO4 и CaCl2 наблюдается образование и расширение со временем (через 6 ч) трещин вдоль плоскостей напластования с одновременным разрушением породы (рис. 5, в-д). При помещении образца аргиллита в 5%-ный раствор хлористого калия (KCl) наблюдалось незначительное расширение и распространение на всю длину образца трещин, что является положительным результатом (рис. 5, е). В результате исследования можно сделать следующие выводы: взаимодействие воды с трещиноватым аргиллитом негативно влияет на его устойчивость; раствор хлористого калия в большей мере обеспечивает стабильность трещиноватых аргиллитов Лабаганского месторождения; результаты с хлористым калием в методе Ченеверта и тесте на образование трещин идентичны. Заключение После проведения исследований образца трещиноватого аргиллита, отобранного с глубины 1385-1475 м из отложений пермской системы артинского яруса, доказано, что основным фактором дестабилизации является взаимодействие бурового раствора с аргиллитами. Методом Ченеверта оценена потенциальная возможность образцов аргиллита к набуханию. Тест на образование трещин наглядно показал возможность бурового раствора расклинивать существующие трещины. Солевой раствор хлорида калия (KCl) в большей мере обеспечивает стабильность аргиллита, что подтверждается двумя проведенными методами исследования.

About the authors

Mariia V. Nutskova

Author for correspondence.
Email: Nutskova_MV@pers.spmi.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor at the Well Drilling Department

Inna V. Chudinova

Email: chudinova_iv@pers.spmi.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

PhD in Engineering, Assistant at the Well Drilling Department

Aleksandr N. Sobolev

Email: san9995@mail.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

Master's student at the Well Drilling Department

References

Statistics

Views

Abstract - 377

PDF (Russian) - 370

PDF (English) - 104

Refbacks

• There are currently no refbacks.