Выбор раствора для разбуривания глинистых пород

The choice of solution for drilling-off in clay rocks

V. KOSHELEV, doctor of technical Sciences., senior researcher, member of the scientific Council «Baulux» LLC, M. GVOZD, Deputy Director General, B. RASTEGAEV, candidate of technical Sciences, senior researcher, Deputy head of technology Department for drilling fluids, A. ULSHIN, head of technology Department for drilling fluids, T. FATKULLIN, General director, «NPO BentoTechnologies» LLC

Рассмотрены геохимические и физико-химические аспекты обеспечения устойчивости глинистых отложений (особенно в сильно искривленных скважинах). Представлены сравнительные материалы исследований ингибированных буровых растворов, предложены количественные характеристики их ингибирующей способности.

The geochemical and physico-chemical aspects of sustainability clay deposits (especially in highly deviated wells) are considered. Comparative studies of inhibited drilling fluids proposed quantitative characteristics of their inhibitory capacity.

Проблема устойчивости глинистых отложений была и остается сегодня одной из актуальных. Более того, существенный рост объемов бурения пологих и горизонтальных скважин обозначил более жесткие требования к технологии их бурения. За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения.
Кроме физико-механических глинистые породы отличаются разнообразием минералогического состава, связности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и пр.
Глины склонны к поверхностной гидратации и набуханию, диспергированию в растворах на водной основе, осмотическому увлажнению и осушению, значительному снижению прочности при увлажнении, подверженности к эрозионному воздействию потока раствора.
Установлено [4], что между объемной плотностью, влажностью, емкостью обменного комплекса глин и минерализацией поровой воды существуют определенные связи, которые достаточно точно описываются математическими моделями (рис.1).
1. Влажность (равная коэффициенту пористости):
W= (1-0, 3704ρ)*100, %.
Доля свободной воды Wакт=nW,
n = - 0,5ρ2 + 1,45ρ - 0,2
для ρ≤ 2,2 г/см3,
n1= - 1, 76 ρ2 + 6, 73 ρ - 5, 71
для ρ>2, 2 г/см3.
2. Минерализация (г/л):
а) для континентальных отложений
Сn=181 ехр [ -11,7 (1-0,3704)];
б) для лагунных
Сп=148 ехр [ -5,40 (1-0,3704)];
в) для морских
Сп=176,6 ехр [ -4,47 (1-0,3704)].


На основании обобщения этих исследований все глинистые породы можно разбить на пять классов, каждый из которых характеризуется определенным набором физико-химических и физико-механических свойств [5], определяющих и требования к буровым растворам.
Каждой глинистой породе определенной плотности соответствует точка на кривой уплотнения. Кривая уплотнения, характеризующая изменение плотности глинистой породы от нагрузки при ее формировании в условиях свободного отжатия воды, называется кривой нормального уплотнения, а порода – нормально уплотненной (рис. 2).

Принимая во внимание критерий разуплотнения, были рассчитаны изменения степени разуплотнения по глубине залегания для глинистых пород, плотностью от 1,70 до 2,50 г/см3, т.е. для всех пяти классов пород, выделенных нами. Ограничение интервала рассматриваемых глубин основано на практическом «потолке» бурения основного количества глубоких эксплуатационных и разведочных скважин


Если же формирование глинистой породы проходило в условиях затрудненного отжатия воды или полной изоляции, возрастающая нагрузка от веса вышележащих пород передается на поровую воду. В таких условиях образуется зона аномально высокого порового давления, а порода определяется как недоуплотненная.
За критерий величины разуплотнения принимают отношение фактической объемной плотности глины на данной глубине (а следовательно, и при определенной нагрузке) к плотности глинистой породы, нормально уплотненной при такой же нагрузке (глубине):
D = ρd / ρн, (1)
где d – критерий разуплотненности глинистой породы;
ρd – фактическая объемная плотность глинистой породы на данной глубине, г/см3;
ρн – объемная плотность нормально уплотненной глины для данной глубины залегания, г/см3.
Градации значения критерия, каждой из которых соответствует свой градиент порового давления, приведены в табл. 1 и на рис. 3.
Принимая во внимание критерий разуплотнения, были рассчитаны изменения степени разуплотнения по глубине залегания для глинистых пород плотностью от 1,70 до 2,50 г/см3, т.е. для всех пяти классов пород, выделенных нами. Ограничение интервала рассматриваемых глубин основано на практическом «потолке» бурения основного количества глубоких эксплуатационных и разведочных скважин.
Определено, что сопротивление сдвигу у глини­стых пород есть функция их плотности. При неконсолидированном состоянии породы оно выражается формулой:
τn=tg ϕ (σn - σн) + С, (2)
где ϕ – расчетный угол трения, равный углу наклона прямой в координатах от σ к оси абсцисс;
σn – нормальное давление, МПа;
σн – избыточное поровое давление, МПа;
С – расчетное сцепление.
В зависимости от глубины погружения породы определенной плотности будет изменяться и сопротивление сдвигу. Чем больше порода разуплотнена, т.е. больше σн и d, тем меньше τn.
Регулировать величину сопротивления сдвига можно двумя путями: увеличивая противодавление в стволе скважины или уменьшая σн за счет снижения влажности породы в зоне действия сдвиговых напряжений. Глубина зоны разрушения, как правило, не превосходит диаметра скважины [6], т.е.:
Х=1,7 Rскв. ∼ 2 Rскв. (3)

Растворы с поливалентными ингибиторами менее чувствительны к содержанию коллоидной глинистой фазы, что особенно характерно для растворов известковых. Соответственно, технология приготовления и регулирования таких систем проще, чем хлоркалиевых, потребные расходы реагентов – стабилизаторов меньше. Эти растворы так же незаменимы при проводке скважин в «кальциевых» разрезах, т.е. разрезах, в которых глинистые породы перемежаются с карбонатными.

Соответственно, чем больше радиус скважины, тем больше устойчивость. Таким образом, изменяя влажность глинистой породы в зоне разрушения, можно снижать негативные последствия вскрытия зоны аномально высокого порового давления. Такое утверждение справедливо только для пород, имеющих небольшой градиент порового давления. Процессы перераспределения давления, а следовательно, изменения влажности в глинистой породе идут с незначительной скоростью, порядка 1⋅10-9 см/сек, поэтому ликвидировать снижение сопротивлению сдвига только за счет осушения зоны разрушения невозможно. За счет осмотической силы раствора или предотвращения увлажнения можно лишь уменьшить величину необходимого противодавления на породу, особенно в тех случаях, когда величина сцепления в породе мала.
Наиболее сложным представляется выбор оптимальной технологии проводки пологих (горизонтальных) скважин в зонах аномально высокого пластового давления (АВПД) как природных, так и техногенных. Когда ствол становится наклонным, различие между основными напряжениями, действующими перпендикулярно поперечному сечению, увеличивается, т.е. возрастает напряжение сжатия вокруг ствола скважины.

Ликвидировать снижение сопротивлению сдвига только за счет осушения зоны разрушения невозможно. За счет осмотической силы раствора или предотвращения увлажнения можно лишь уменьшить величину необходимого противодавления на породу, особенно в тех случаях, когда величина сцепления в породе мала.

Определение геомеханических характеристик пластов выполняется в предположении, что массив пород можно считать упруго-пластичной сплошной средой. Упругие динамические характеристики основных слагающих пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига) определяются с использованием связи этих характеристик (для идеальной упругой сплошной среды) со скоростью распространения упругих продольных и поперечных волн. Горизонтальное минимальное напряжение является наиболее важным параметром, контролирующим состояние горных пород, а также развитие трещины, например, при ГРП. Напряжение контролирует ориентацию трещины по азимуту, вертикальный рост, давление в оборудовании при закачке, ширину и геометрию трещины.
Так, И.В. Доровских и А.А. Подъячев [7] для расчета минимальных горизонтальных напряжений, определяющих, в конечном итоге, устойчивость стенок скважины, предлагают использовать физико-математические модели Ривлина и Эриксена, а критерии устойчивости, – Друккера-Прагера и Мора-Кулона. Однако для корректных геомеханических расчетов потребен существенный информационный массив данных, например, характеристики давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок методом MPAL на соседних скважинах. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (для определения их физико-механических свойств). Набор этих методов ГИС сегодня весьма эксклюзивен и, соответственно, дорог, что не позволяет на стадии проектирования запрограммировать, как минимум, требуемые плотности бурового раствора.
Соответственно, компенсация возникающих на стенке скважины напряжений одно из обязательных условий ее (стенки) устойчивости. Не менее важным условием является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве.

Компенсация возникающих на стенке скважины напряжений одно из обязательных условий ее (стенки) устойчивости. Не менее важным условием является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве.

Оценкой ингибирующей способности буровых растворов занимались многие отечественные и зарубежные исследователи. Все известные методы, как правило, основываются на измерении их физико-химического взаимодействия с различными глинистыми породами или искусственно приготовленными образцами. Один из вариантов градации ингибированных растворов показан в табл. 2 [8].
Ниже приведены результаты определения ингибирующей способности по показателю увлажняющей способности (П0) различных добавок, определенные для наглядности на стандартизованных глинистой дисперсии (5% бентонита марки ПБМБ, стабилизированной 0,5% ПАЦ-НВ) и биополимерном растворе (0,3% Vis-XM стабилизированного 1,0% ПАЦ-H).
При исследовании влияния добавок на ингибирующие свойства дисперсии параллельно определялись реологические и фильтрационные параметры бурового раствора, удельное электрическое сопротивление. При этом показатель рН стандартного раствора поддерживался (по возможности) в пределе 8,0 добавками NaOH, либо КОН. Результаты исследования сгруппированы в табл. 3 и на рис.4 – 6.
Наиболее сильной ингибирующей способностью обладают хлориды К+, Na+, Mg++, формиат калия и диаммонийфосфат.

Минерализаторы – ингибиторы КСl, NaCl и HCOОK существенно «загущают» глинистые системы. Их использование предъявляет жесткие требования к содержанию коллоидной и общей глинистой фазе в растворе, а также к очистке раствора от выбуренной породы и его стабилизации понизителями фильтрации. В растворах повышенной плотности использование хлорида калия проблематично, поскольку технологические сложности поддержания низких реологических показателей раствора сводят на нет положительные свойства таких растворов. Не менее важно обращать внимание на величины удельного электрического сопротивления этих систем, поскольку информативность ГИС при их использовании весьма низкая (электрокаротаж и γ – каротаж, проведенные стандартными средствами, интерпретируются плохо). Так как ингибирующие растворы наиболее часто используются при проводке разведочных и поисковых скважин, полный комплекс геофизических исследований является важным фактором цикла строительства скважины, и его проведение в среде используемого раствора также очень важно.

Органические «ингибиторы»–полиамины, обеспечивающие некоторое ингибирование биополимерных растворов, в глинистых системах – неработоспособны. Область их использования – композиции с неорганическими ингибиторами высокой эффективности в безглинистых растворах.

Если применение хлористого калия налагает на интерпретацию ГИС большие ограничения, то применение ДАФ эти ограничения несколько снижает. Одновременно при применении аммониевых солей снижается расход полимеров – стабилизаторов, повышается глиноемкость системы, технологические приемы регулирования вязкостных характеристик в этом случае достаточно просты и эффективны. Сам продукт экологически безопасен, поскольку используется не только в качестве минерального удобрения, но и как кормовая добавка для животных. Однако при повышенных температурах из бурового раствора будет выделяться аммиак!
Степень ингибирования, достигаемая с добавками алюмокалиевых квасцов, сульфата кальция и гидроокиси кальция (П0 ∼ 2,8-4,2 см/час), аналогична растворам на морской воде ∼ 3% NaCl. Но сфера их применения отлична от минерализованных систем с одновалентными катионами, и во многих случаях, эффективность этих добавок вполне достаточна для обеспечения устойчивости проходимых пород. Особенно важно это в разведочном бурении, когда качество ГИС при бурении выходит на первый план. Растворы с поливалентными ингибиторами менее чувствительны к содержанию коллоидной глинистой фазы, что особенно характерно для растворов известковых. Соответственно, технология приготовления и регулирования таких систем проще, чем хлоркалиевых, потребные расходы реагентов-стабилизаторов меньше. Эти растворы также незаменимы при проводке скважин в «кальциевых» разрезах, т.е. разрезах, в которых глинистые породы перемежаются с карбонатными.
Используемые в качестве ингибиторов низкомолекулярные гликоли и борсиликатный реагент (БСР) ингибирующей способностью не обладают.
Борсиликатный реагент весьма эффективно разжижает буровые растворы. Так добавка 2% снижает СНС до нулевых значений, при этом степень ингибирования остается равной исходному раствору. Эффекты повышения устойчивости проходимых пород при использовании этого продукта связаны, быстрее всего, именно с разжижающим эффектом (например, снижение избыточных гидродинамических давлений).
Низкомолекулярные гликоли сколько-нибудь заметно улучшают степень ингибирования при добавках более 10 – 15% [9], что очевидно не является рациональным. Как правило, усиление ингибирующего эффекта связано с повышением молекулярной массы полигликолей [10], а также зависит от их химической природы, но экономически применение высокомолекулярных гликолей нерационально и приемлемо лишь в случаях вскрытия продуктивных пластов и в сложных геолого-технических условиях.
Органические «ингибиторы»-полиамины, обеспечивающие некоторое ингибирование биополимерных растворов (рис 6), в глинистых системах – неработоспособны. Область их использования – композиции с неорганическими ингибиторами высокой эффективности в безглинистых растворах.
В биополимерных растворах увеличение ингибирующей активности возможно за счет использования полиминеральных добавок (особенно при стабилизации растворов крахмалом, либо оксиэтилцеллюлозой). Недостатком полисахаридных систем является их ограниченная термостойкость, однако основной объем бурения в РФ представлен скважинами глубиной до 3000 м, и это, как правило, температуры ниже 90 0С, что не выходит за пределы работоспособности полисахаридов.

 

Выводы
Количественные характеристики ингибирующих свойств буровых растворов, например, с использованием показателя увлажняющей способности позволяют достаточно точно прогнозировать процессы гидратации глинистых пород.
Пользуясь приведенными диаграммами и таблицами, можно выбирать приемлемые рецептуры ингибирующих растворов с последующей оптимизацией их других технологических свойств (П0, Ф, ηпл., СНС и т.п.).
Выбор рецептуры раствора должен учитывать как требуемую степень ингибирования гидратации глинистых отложений, так и возможность проведения геолого-геофизических исследований, т.е. иметь необходимую величину показателя По и удельного электрического сопротивления.
Диспергирующая способность буровых растворов прямо пропорционально связана с показателем увлажняющей способности. Однако необходимо учитывать, что процесс диспергирования шлама связан также с:
– количеством глинистых минералов в разрезе скважины и их составом;
– вязкостью раствора и вязкостью его дисперсионной среды;
– типом породоразрушающего инструмента (размером нарабатываемого шлама).
Настоящие исследования позволяют определять направления по совершенствованию рецептур буровых растворов и определять место новых составов в ряду эффективности ингибирующего действия.
В то же время ингибирование процессов гидратации – необходимое, но явно недостаточное условие устойчивости глинистых пород. Без создания адекватного противодавления на стенку скважины обеспечить устойчивое состояние глинистых пород невозможно [11].

Литература

1. Свиницкий С.Б. Прогнозирование горно-геологических условий проводки скважин соленосных и глинистых отложений с аномально высокими давлениями флюидов: дис. д-ра г.-м. наук . Ставрополь, 2007.
2. Ибраев В.И. Прогнозирование напряженного состояния коллекторов и флюидоупоров нефтегазовых залежей в Западной Сибири. Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2006.
3. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.
4. Справочное руководство гидрогеолога. Т. 2. М.: Недра, 1967. С. 121.
5. Кошелев В.Н. Разработка и совершенствование методов выбора типа и рецептур буровых растворов: дис. канд. тех. наук, 1988.
6. Пеньков А.И. Научные основы, разработка и исследование термостойких реагентов и внедрение их в практику бурения глубоких скважин: дис. д-ра техн. наук. М., 1983.
7. Доровских И.В., Подъячев А.А., Павлов В.А. Влияние изменения механических свойств горных пород при насыщении буровым раствором на напряженное состояние прискважинной зоны // Бурение и нефть. 2014. №11. С. 31 – 38.
8. Буровые и тампонажные растворы. Промывка и крепление скважин: справочное пособие / сост: М.О. Ашрафьян, В.И. Демихов, В.Н. Коше­лев и др. Казань: Центр инновационных технологий, 2014. 668 с.
9. Андресон Б.А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов для повышения эффективности бурения и заканчивания скважин в сложных условиях: дис. д-ра техн. наук. Краснодар, 1999. 539 с.
10. Беленко Е.В. Разработка и совершенствование систем буровых растворов на основе разветвленных полиалкиленгликолей: дис. канд. техн. наук. Краснодар. 2001. 153 с.
11. Нечаев А.С., Сёмин А.В., Растегаев Б.А. и др. Обеспечение устойчивости глинистых отложений в горизонтальных скважинах ОАО «Самаранефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2014. №11. С. 38 – 41.

References

1. Svinitckiy S.B. Prediction of the geological conditions of the wiring holes saline and clayey sediments with anomalously high pressure fluids: dissertation of doctor of geological-mineralogical Sciences. Stavropol, 2007.
2. Ibrayev V.I. Prediction of the stress state of the collector; and capping of oil and gas deposits in Western Siberia. Tyumen: OJSC «Tyumen press house», 2006.
3. Kanevskaya R.D. Mathematical modeling of oil and gas fields development, using hydraulic fracturing. M.: OOO «Nedra-Business-Center», 1999.
4. Reference manual of the hydrogeologist. Vol. 2. M.: «Nedra», 1967. P. 121.
5. Koshelev V.N. Development and improvement of the methods selection and formulation of drilling fluids: Thesis of candidate technical Sciences, 1988.
6. Pen`kov A.I. Scientific basis, research and development of heat-resistant reagents and their introduction into practice of drilling deep wells: Thesis of doctor technical Sciences. M., 1983.
7. Dorovskikh I.V., Podyachev A.A., Pavlov V.A. Influence of mechanical properties of rocks under the mud saturation on the stress state of near-wellbore zone // Drilling and Oil. 2014. No 11. Pp. 31 – 38.
8. Drilling and grouting solutions. Wells washing and cementing: B91 reference book / editors : M.. O. Ashrafian, V.I. Demikhov, V.N. Koshelev, etc. Kazan: Center for innovative technology, 2014. 668 p.
10. Anderson B.A. Development and implementation of physico-chemical methods and processes to improve the drilling efficiency and completions of wells in difficult conditions: Thesis of doctor of technical Sciences. Krasnodar, 1999. 539 p.
10. Belenko E.V. The development and improvement of the systems of drilling fluids on the basis of the branched polyalkylene glycols (PAGS): Thesis of candidate technical Sciences. Krasnodar. 2001. 153 p.
11. Nechaev A.S., Semin A.V., Rastegaev B.A. etc. Ensuring the sustainability of clay deposits in horizontal wells «Samaraneftegaz» OJSC // Oil industry. 2014, No.11. Pp. 38 – 41.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кошелев В.Н.

    д.т.н., старший научный сотрудник, член ученого совета

    ООО «Баулюкс»

    Гвоздь М.С.

    Гвоздь М.С.

    первый заместитель генерального директора

    ООО НПО «БентоТехнологии»

    Растегаев Б.А.

    Растегаев Б.А.

    к.т.н., старший научный сотрудник, научный консультант

    ООО "Химпром"

    Ульшин А.В.

    Ульшин А.В.

    начальник технологического отдела

    ООО "Химпром"

    Фаткуллин Т.Г.

    генеральный директор

    ООО «НПО БентоТехнологии»

    Просмотров статьи: 4784

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru