Теории подбора фракционного состава кольматанта

Bridging theories of particle size distribution

G. ISHBAEV, М. DILMIEV, А. KHRISTENKO, А. MILEYKO, NPP BURINTEKH LLC

Увеличивающиеся объемы бурения горизонтальных скважин, заканчиваемых открытым стволом, требуют уделять большое внимание свойствам формируемой фильтрационной корки бурового раствора с целью уменьшения загрязнения продуктивного пласта и увеличения получаемых дебитов.

Growing scopes of horizontal drilling with open hole completion require much attention to the properties of the formed drill mud filter cake to minimize productive formation contamination and to increase the resulting well flow rates.

Вскрытие продуктивного пласта раствором на водной основе приводит к его загрязнению и снижению дебитов нефти. В основном загрязнение обусловлено проникновением в поровое пространство частиц твердой фазы и фильтрата бурового раствора. Фильтрация бурового раствора из-за градиента (перепада) давления на стенке скважины в направлении проницаемого пласта часто приводит к дифференциальным прихватам (рис. 1, слева). Быстрое и эффективное образование низкопроницаемой фильтрационной корки снижает вероятность возникновения дифференциальных прихватов во время бурения и способствует уменьшению загрязнения нефтяного пласта (рис. 1, справа).
Рис. 1. Механизм возникновения дифференциального прихвата во время бурения
На проницаемость формируемой на стенке скважины фильтрационной корки значительное влияние оказывают гранулометрический состав и количество кольматанта, входящего в состав раствора. В качестве кольматанта чаще всего используют фракционный карбонат кальция (мрамор молотый), т. к. он легко растворяется кислотой.

В случае если кольматирующая смесь состоит из частиц, значительно превышающих по размеру отверстия пор, то они не смогут сформировать эффективную фильтрационную корку. Часть из них будет уноситься потоком раствора, а между частицами будут образовываться каналы, через которые свободно фильтруется раствор (рис. 2а). Частицы размером, значительно меньшим отверстий пор, беспрепятственно проникают в поровое пространство пласта и загрязняют его (рис. 2б). Правильное распределение частиц по размерам в составе кольматанта способствует образованию фильтрационной корки с минимальным проникновением фильтрата и твердых частиц в пласт (рис. 2в).
Рис. 2. Влияние фракционного состава кольматанта на фильтрационные свойства бурового раствора
Исследования Дика и Хаинца (M.A. Dick, T.J. Heinz) [1] показали, что для наиболее эффективного закупоривания проницаемых зон достаточно обеспечить содержание кольматанта в буровом растворе в количестве 60 – 90 кг/м3.

Методы подбора фракционного состава кольматанта

На протяжении многих лет для расчета фракционного состава кольматанта использовали критерии Абрамса [2,4]. По этим критериям размер частиц, способных образовать сводовые перемычки в поровом пространстве проницаемого пласта (сводообразующие частицы), должен быть равен или больше 1/3 среднего размера пор пласта, а их содержание должно быть не меньше 5% от объема твердых частиц, находящихся в растворе. Данные критерии позволяют определить лишь размер частиц, необходимый для начала кольматации (блокирования), но не определяют требований к распределению по размерам частиц в смеси для обеспечения их эффективной упаковки.

Наряду с подбором фракционного состава кольматанта по критериям Абрамса широко используется метод перекрытия наибольшего диапазона частиц («Shotgun») [1]. Суть этого метода состоит в смешении кольматантов различного фракционного состава в пропорциях, обеспечивающих наиболее широкий диапазон размеров частиц. Данный метод обычно применяется, когда не известны конкретные характеристики пласта, и не всегда является эффективным.

Более новый метод в определении оптимального фракционного состава кольматанта основан на теории идеальной упаковки (IPT – Ideal Packing Theory), разработанной Кауффером [3,4]. Изначально он применялся в лакокрасочной промышленности для идеального пигмент-размерного распределения частиц в красках, позднее нашел применение в буровой промышленности. По этому методу кольматант образует идеальную упаковку, если гранулометрический состав частиц обеспечивает эффективное закупоривание всех пор, включая поры, образуемые между твердыми частицами. Идеальная упаковка достигается в том случае, если совокупное распределение частиц в смеси будет прямо пропорционально квадратному корню от размера частиц, то есть графически будет представлено в виде прямой линии (идеальная смесь), как показано на рис. 3.
Рис. 3. Графическое представление теории идеальной упаковки Кауффера
Буровой раствор с кольматантом, имеющим фракционное распределение частиц в соответствии с теорией идеальной упаковки, способен образовать фильтрационную корку с минимальной проницаемостью.

Одним из новейших методов подбора фракционного состава кольматанта на сегодняшний день является «Метод Викерса» [4]. Разработчики этого метода установили, что для повышения эффективности кольматации необходимо, чтобы фракционный состав кольматирующей смеси бурового раствора отвечал 5 целевым критериям, определенным для конкретного пласта (рис. 4).
Рис. 4. Графическое представление Метода Викерса
Авторы метода утверждают, что подбор фракционного состава кольматанта в соответствии с критериями Викерса приводит к пониженной скорости фильтрации и улучшенным результатам восстановления проницаемости.

Метод оценки фильтрационных свойств

В лабораторных и полевых условиях для определения фильтрационных свойств бурового раствора применяется тестер определения проницаемости тампонирующих материалов – PPT (рис. 5) [6]. Преимуществом этого прибора является возможность использования керамических дисков различной проницаемости в качестве пористой среды, через которую происходит фильтрация бурового раствора (рис. 6).
Рис. 5. Тестер определения проницаемости тампонирующих материалов производства OFITE (PPT – Permeability Plugging Tester)
Рис. 6. Керамические диски с проницаемостью (слева направо) 10, 20, 35, 90 мкм производства OFITE, используемые в качестве пористой среды
Методика работы с прибором описывается в инструкции API 13I, разработанной Американским нефтяным институтом (American Petroleum Institute) [7]. По данной методике с помощью тестера PPT возможно определить основные показатели фильтрации бурового раствора. Во время испытания замеряется объем фильтрата бурового раствора и строится зависимость объема фильтрата (мл) от квадратного корня времени (мин.1/2) (рис. 7).
Рис.7. Объем фильтрата, получаемый во время испытания
По значениям собранного объема фильтрата в мл за 7,5 (VФ7,5) и 30 (VФ30) минут высчитываются следующие значения показателей фильтрации в соответствии с методикой [6,7]:

Общий объем фильтрата – 2 X VФ30, мл;

Мгновенный объем фильтрата (Spurt Loss) – 2 X [VФ7,5 – (VФ30 – VФ7,5)], мл;

Статическая скорость фильтрации – 2 X [VФ30- VФ7,5]/2.739, мл/мин.1/2.

Условия, при которых возможно провести испытания по определению показателей фильтрации, ограничиваются характеристиками используемых аппаратов. На сегодняшний день существует несколько разновидностей данного тестера от различных производителей (Fann, OFITE и др.), которые способны обеспечить ход эксперимента в условиях, близких к пластовым (давление бурового раствора – до 4000 psi (≈280 атм.) и температура до 250°C).

Таким образом, возможно выбрать керамический диск с проницаемостью, близкой к проницаемости разбуриваемого коллектора, для которого необходимо подобрать эффективную кольматирующую смесь. В ходе серии испытаний определяется оптимальный состав кольматанта, который обеспечит наилучшие показатели фильтрации бурового раствора.

Лабораторные испытания

В ИЛБР ООО НПП «БУРИНТЕХ» была проведена серия испытаний для определения наиболее эффективной теории подбора фракционного состава кольматанта в буровых растворах. Для этого были приготовлены смеси кольматантов в соответствии с вышеприведенными методиками определения фракционного состава.

В качестве базового раствора выбрали полимерный раствор на водной основе без содержания глины, с крахмалом в качестве понизителя фильтрации и биополимером для создания структуры. Концентрация кольматанта (смеси фракционных карбонатов кальция) в буровом растворе во всех экспериментах составляла 60 кг/м3. Фильтрационной средой выступали керамические диски со средним размером пор 10 и 20 мкм.

Приготовлены растворы. Раствор 1 – кольматант по теории идеальной упаковки, раствор 2 – по критериям Абрамса, раствор 3 – по методу наибольшего перекрываемого диапазона. Подбор кольматанта по методу Викерса не проводился, т. к. неизвестно распределение по размерам пор применяемых керамических дисков.

Результаты испытаний по определению показателей фильтрации буровых растворов на керамических дисках со средним размером пор 10 и 20 мкм представлены на рис. 8.
Рис. 8. Показатели фильтрации буровых растворов
Из приведенных результатов испытаний видно, что наилучшими фильтрационными свойствами обладают растворы с кольматантом, фракционный состав которого определен по методу Кауффера – раствор 1.

Выводы

Используя методы определения оптимального фракционного состава кольматанта в буровом растворе, возможно добиться уменьшения загрязнения продуктивного пласта фильтратом и твердой фазой бурового раствора и снижения вероятности возникновения дифференциальных прихватов без увеличения его концентрации в растворе.

Проведенные испытания показали, что наиболее эффективным из проверенных нами методов подбора фракционного состава кольматанта в буровом растворе является теория идеальной упаковки.

Литература

  1. SPE 58793 Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids M.A. Dick, T.J. Heinz and C.F. Svoboda, M-I L.L.C., and M. Aston, BP Amoco.
  2. Abrams, A.: «Mud Design to Minimize Rock Impairment Due to Particle Invasion,» JPT (May 1977).
  3. Kaeuffer, M.: «Determination de L’Optimum de Remplissage Granulometrique et Quelques Proprietes S’y Rattachant,» presented at Congres de I’A.F.T.P.V., Rouen, Oct 1973.
  4. AADE-06-DF-HO-16 A New Methodology that Surpasses Current Bridging Theories to Efficiently Seal a Varied Pore Throat Distribution as Found in Natural Reservoir Formations – Stephen Vickers, Martin Cowie, and Tom Jones, Baker Hughes Drilling Fluids, and Allan Twynam, BP [№16].
  5. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) Дж.Р.Грей Г.С.Г. Дарли / Перевод с английского Д.Е. Столярова.
  6. SPE/IADC 52815 New Permeability Plugging Apparatus Procedure Addresses Safety and Technology Issues N. Davis, Consultant (formerly of Chevron Petroleum Technology Company); P. Mihalik, BP Exploration Operating Company; P. R. Lundie, P & M International; Fred Growcock, Amoco E&P Technology Group; G. Calloni, Eniricerche; and E. Davidson, Baroid Drilling Fluids.
  7. ANSI/API 13I/ISO 10416 Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids, 2004.

References

  1. SPE 58793 Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids M.A. Dick, T.J. Heinz and C.F. Svoboda, M-I L.L.C., and M. Aston, BP Amoco
  2. Abrams, A.: «Mud Design to Minimize Rock Impairment Due to Particle Invasion,» JPT (May 1977)
  3. Kaeuffer, M.: «Determination de L’Optimum de Remplissage Granulometrique et Quelques Proprietes S’y Rattachant,» presented at Congres de I’A.F.T.P.V., Rouen, Oct 1973
  4. AADE-06-DF-HO-16 A New Methodology that Surpasses Current Bridging Theories to Efficiently Seal a Varied Pore Throat Distribution as Found in Natural Reservoir Formations - Stephen Vickers, Martin Cowie, and Tom Jones, Baker Hughes Drilling Fluids, and Allan Twynam, BP [#16]
  5. Composition and Properties of Drilling Agents (Circulating Fluids) J.R.Grey G.S.G. Darley / Translated from the English by D.E. Stolyarov.
  6. SPE/IADC 52815 New Permeability Plugging Apparatus Procedure Addresses Safety and Technology Issues N. Davis, Consultant (formerly of Chevron Petroleum Technology Company); P. Mihalik, BP Exploration Operating Company; P. R. Lundie, P & M International; Fred Growcock, Amoco E&P Technology Group; G. Calloni, Eniricerche; and E. Davidson, Baroid Drilling Fluids.
  7. ANSI/API 13I/ISO 10416 Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids, 2004

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ишбаев Г.Г.

    Ишбаев Г.Г.

    д.т.н., профессор, генеральный директор

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Дильмиев М.Р.

    Дильмиев М.Р.

    начальник службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Христенко А.В.

    Христенко А.В.

    к.т.н., заместитель начальника службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Милейко А.А.

    Милейко А.А.

    инженер 1 категории испытательной лаборатории буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Просмотров статьи: 10219

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru