12.3.1 Растворение соленосных отложений

Значительная часть месторождений нефти и газа приурочена к подсолевым и межсолевым отложениям. Бурение и крепление глубоких скважин в солевых отложениях до настоящего вре­мени связаны с трудностями, К наиболее часто встречающимся минералам относятся галит (NaCl), сильвин (КО), бишофит (MgClreHgO), карналлит (KCI*MgCI₂.6H₂0), Солевые отло­жения, имеющие различные физико-химические и механические свойства, при бурении подвержены интенсивным кавернообразо- ваниям, Различные концентрации солей в растворах по-разному влияют на изменение свойств тампонажных растворов. Напри­мер, насыщение промывочной жидкости хлористым магнием значительно уменьшает темп кавернообразования.

Считают установленным, что одна из основных причин нека­чественного цементирования скважин в соленосных отложе­ниях — растворение соли цементным раствором, в результате чего между стенкой скважины (представленной солями) и там- понажным раствором образуется зазор, заполненный раствором солей. В зоне контакта цементный раствор не схватывается вследствие большого разбавления раствором солей. Чтобы пред­отвратить (или снизить) растворение солей, применяют тампо- важные растворы, жидкость затворения которых специально на­сыщена солями. Такие тампонажпые растворы препятствуют за­метному изменению их свойств при попадании в них солей.

Ниже приведена растворимость солей в воде.

Соль………... MgCl₂ СаС1₂ MgS0₄ Na₂S0₄

Растворимость:

Кг/м³…………..558,1 731,9 354,3 168,3

%..........................36 42,3 26,2 14,4

С повышением температуры растворимость солеи возрастает. Смеси солей различного состава имеют отличную от приведен­ной выше растворимость, Ангидриды растворяются в воде плохо (до 2%), Растворяющее воздействие цементного солевого ра­створа на солевые стенки скважины значительно меньше, чем воды. Попытки количественно оценить растворимость солей це­ментным раствором в скважине сопряжены с трудностями, ко­торые объясняются неравномерностью солевых составов кернов, Кроме того, растворимость зависит от состава и свойств тампонажного раствора.

Количество соли, растворенной с поверхности образцов, за­висит не только от времени соприкосновения образцов с твер­деющим цементным раствором, но и от структурно-механиче­ских свойств цементного раствора. С увеличением скорости структурообразования тампонажного раствора вследствие более быстрого связывания воды количество соли, растворяемой с по­верхности, снижается»

При неполном насыщении фильтрата цементного раствора после окончания закачки его в затрубное пространство в стати­ческом состоянии стенки скважины растворяются менее интен­сивно; растворение продолжается до насыщения прилегающего к солевым стенкам слоя цементного раствора. Диффузионный обмен в вязкопластичной массе затрудняется, С увеличением прочности структуры растворение уменьшается, а обмен про­должается в контактной зоне между цементным тестом и соле­выми породами.

Для установления количества соли, необходимого для полу­чения насыщенного раствора при разных температурах и давле­ниях, следует ориентироваться на экспериментальные работы с учетом конкретных условий. Наибольшее растворение соли наблюдалось в цементном растворе без добавок соли; с увели­чением содержания соли растворение уменьшается.