Новые подходы к предупреждению поглощений буровых растворов

NEW APPROACHES TO THE PREVENTION OF ABSORPTION OF DRILLING FLUIDS

B. RASTEGAYEV, V. MINIBAEV,
A. YULSHIN, M. MASHAROV,
E. MELESHKO,
«Khimprom» LLC,
V. KUKSOV, S. POPOV,
«Akros» LLC

Рассмотрены наиболее интересные (по мнению авторов) технологии в области предупреждения поглощений буровых растворов. Отмечено, что ни одна из них не нашла широкого применения в практике. Предложена модель процесса «экранирования» трещиноватой зоны. Отработана методика исследований, включающая визуализацию процесса. Соответственно, проведены лабораторные исследования модифицированных буровых растворов, обеспечивающих исключение поглощений раствора во время бурения.

The most interesting (according to the authors) technologies in the field of prevention of drilling fluids absorption are considered, it is noted that none of them has found wide application in practice. A model of the process of «screening» of the fractured zone is proposed, a research technique is developed, including the visualization of the process and, accordingly, laboratory studies of modified drilling fluids are carried out, ensuring the exclusion of solution absorption during drilling.

Поглощения бурового раствора в процессе проводки скважины вплоть до полной потери циркуляции – не столь редкое явление, способное привести к целому ряду нежелательных последствий: от увеличения затрат на восполнение утраченного объема бурового раствора до потери устойчивости ствола. Поглощения в первоначально ненарушенных поровых горных породах возникают только при их гидроразрыве (ГРП) – вследствие нарушения технологии бурения. Чаще потери циркуляции наблюдаются при разбуривании высокопроницаемых, трещиноватых осадочных карбонатных пород.
Выбор метода борьбы с поглощением бурового раствора зависит от того, когда он будет применяться: до или после поглощения [1]. Передовой опыт буровых работ включает предшествующие бурению моделирование и расчеты, в т.ч. геомеханические модели, технологии бурения с управляемым давлением, бурения на обсадной колонне. Иногда проводятся опрессовки после добавления материалов, для укрепления стенок скважины. Ряд операторов использует принудительную кольматацию стенок скважины в процессе бурения [2, 3].
Однако из экономических соображений, а также традиционной веры в «авось» операторы предпочитают растворы с определенными реологическими свойствами, с определенными составами и размерами кольматантов.

По критериям Абрамса [4, 5], 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.

Буровой раствор с кольматантом, имеющим фракционное распределение частиц в соответствии с теорией идеальной упаковки, способен образовать фильтрационную корку с минимальной проницаемостью.
Согласно теории идеальной упаковки, разработанной Кауффером [5, 6], таковую упаковку кольматант образует, если гранулометрия 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. 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 сегодня является «Метод Викерса» [6]. 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. 1) [7].
Авторы метода утверждают, что подбор фракционного состава кольматанта в соответствии с критериями Викерса приводит к пониженной скорости фильтрации и улучшенным результатам восстановления проницаемости.
Однако многочисленность публикаций, по кольматации проницаемых пластов, как во время бурения, так и при остановке углубления, равно как многочисленный практический опыт, не сокращают существенно ни временные, ни экономические потери, связанные с поглощениями буровых растворов.
Что касается реологических свойств бурового раствора, особое внимание, естественно, операторы обращают на показатели статического напряжения сдвига, ибо именно способность к быстрому набору структуры (при попадании в трещину) может обеспечить прочность фильтрационного «экрана». Так, перспективным направлением в создании глинистых структурированных систем промывочных жидкостей является модифицирование монтмориллонитовых минералов смешанными гидроксидами металлов [8].
На рис. 2 схематически представлена структура такого полигидроксида. Центральная часть пластинки состоит из катионов магния и алюминия. Эта центральная часть обрамлена двумя слоями оксид- и гидроксид анионов.
Вследствие избытка катионов алюминия в центральной части положительный заряд этой части не компенсируется полностью оксид/гидроксидными слоями. Избыток положительного заряда компенсируется из внешнего слоя, а анионы гидроксида свободно перемещаются по поверхности пластинки.
Смешанные поли (магний-алюминий-гидроксид-оксиды), представляющие собой пластинчатую структуру с активной гидрофильной поверхностью, образуют комплексы с частицами бентонита, также имеющими пластинчатую структуру, но большие размеры частиц. Такие комплексы образуются за счет электростатического взаимодействия частиц, возникающего в результате ионного обмена, сопровождающегося образованием в качестве побочного продукта NaOH.
Перспективным направлением в создании глинистых структурированных систем промывочных жидкостей является модифицирование монтмориллонитовых минералов смешанными гидроксидами металлов.

Комплекс из чередующихся частиц полигидроксидов и бентонита растет во всех направлениях и образует трехмерную гель-структуру, что позволяет создавать буровые растворы с исключительными сдвиговыми характеристиками. Уникальность нового типа бурового раствора проявляется в превосходных несущих свойствах, как в динамическом, так и в статическом состоянии, на что указывают высокий показатель предельного напряжения сдвига и низкая пластическая вязкость.
Другим, казалось бы, перспективным направлением предупреждения поглощений представляется использование т.н. жидких обсадных колонн, например, [9]. Однако громоздкость и очевидная избыточность рецептур, ограниченные условия использования к практическому применению не привели.

Определенный интерес представляет информация [10] по использованию для предупреждения поглощений (но больше для борьбы, т.е. после остановки углубления) силикатных гелей. Но технологичность процесса вызывает сомнения в его эффективности.
Коллективом авторов ООО «Химпром» и ООО «АК­РОС» проведены исследования, посвященные разработке системы бурового раствора, способного «экранировать» трещиноватую зону в процессе углуб­ления скважины без его остановки и, соответственно, отключения очистных устройств.
Основная теоретическая посылка наших исследований: рукотворность поглощений.

Первопричиной осложнения служит ГРП проницаемого пласта и интенсификация трещинообразования за счет дренажа пород. Действительно, хорошо известно, что своевременные мероприятия по «тампонажу» проницаемой зоны (например, вязкая глинистая пачка с наполнителями) чаще всего решают проблему, и чем длительней период «принятия решения», тем сложнее ликвидировать поглощение. Дренаж зоны, как правило, развивается экспоненциально. Не менее важным является использование комплексного подхода к процессу, т.е. нужна не только механическая кольматация (что используется чаще всего), но также использование физико-химических процессов, позволяющих раствору структурироваться именно в условиях малых геометрических размеров трещин, за счет сорбции, интенсифицирующей структурообразование в системе проникшего в трещину раствора. Свойства бурого раствора при этом остаются неизменными как во время циркуляции, так ее остановки, в том числе и во время СПО. Создание композиции материалов, обеспечивающих такое «самозалечивание» трещин, и есть предмет наших исследований.
Для оценки закупоривающей способности, как самого бурового раствора, так и введенных в него наполнителей, мы воспользовались стендовой установкой (рис. 3.) и методикой лабораторных исследований Ю.Н. Мойсы [11]. Метод позволяет моделировать основные параметры поглощающих пластов: проницаемость, пористость, трещиноватость.
Исследования процессов образования изоляционных экранов проводились на фильтр-прессе с перепадом давлений от 0,7 до 5,0 МПа и пропускной способностью испытательной камеры от 1,5 до 55 м3/ час.

Коллективом авторов ООО «Химпром» и ООО «АКРОС» проведены исследования, посвященные разработке системы бурового раствора, способного «экранировать» трещиноватую зону в процессе углубления скважины без его остановки и, соответственно, отключения очистных устройств.
В качестве насыпных фильтров использовали разнофракционные: песчаник, ракушечник, мрамор, обеспечивая различные по проницаемости модели керна (от 1 до 3,5 Дарси) (рис. 4). Продемонстрирован результат фильтрации через модель керна проницаемостью 1,5 Дарси. Следует отметить, все эксперименты снимались на видео. В процессе исследований выявлена недостаточная корректность предложенного Ю.Н. Мойсой метода – вследствие неравномерного распределения давления в камере (локализация в центре ввиду малой толщины фильтра).
В дальнейшем исследования проводились на фильтр-прессе модели FA, с прозрачными стенками и объемом насыпного фильтра 300 см3. Преимущества настоящего метода: наглядность, повторяемость результатов, приближение модели проницаемого пласта к реальным условиям. На рис. 5 продемонстрированы результаты фильтрации новой композиции раствора в сравнении с реперным (без добавления специальной композиции).
Нами предлагается метод предупреждения поглощений путем модификации буровых растворов специальными композициями, не требующими приостановки процесса углубления, отключения очистных устройств, минимизации репрессии на проницаемые пласты.

Специальные добавки к раствору могут поставляться как в жидком виде, так и в виде водорастворимых порошков. Дозировка составляет от 2 до 5 %, при этом реологические свойства раствора существенно не изменяются. При максимальной (5 %-ной) добавке композита (как в глинистый, так и биополимерный раствор) пластическая вязкость и динамическое сопротивление сдвигу увеличиваются не более чем в 1,5 раза, фильтрационные показатели снижаются в 1,5 – 2,0 раза. Существенно возрастают ингибирующие характеристики бурового раствора. В настоящий момент продукция готовится к ОПИ и, естественно, детализация по маркировке, диапазонам свойств, ценовым характеристикам будет опубликована позже.

Выводы
Приведен обзор методов, позволяющих снизить затраты на поглощения буровых растворов – одну из актуальнейших проблем бурения. Подавляющее количество предложений, связано с последствиями уже произошедших осложнений. Методология предупреждения поглощений, как правило, связана с чисто механистическими вариантами: снижение репрессии, механическая кольматация, прокачка консолидирующих «пачек»… Поскольку затраты буровых компаний на этот тип осложнений не уменьшаются, следует признать эффективность разработок низкой.
Нами предлагается метод предупреждения поглощений путем модификации буровых растворов специальными композициями, не требующими приостановки процесса углубления, отключения очистных устройств, минимизации репрессии на проницаемые пласты.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Растегаев Б.А.

    Растегаев Б.А.

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

    ООО "Химпром"

    Минибаев В.В.

    Минибаев В.В.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО "Химпром"

    Ульшин А.В.

    Ульшин А.В.

    начальник технологического отдела

    ООО "Химпром"

    Машаров М.Т.

    Машаров М.Т.

    магистр химии, инженер лаборатории буровых растворов

    Мелешко Е.Я.

    Мелешко Е.Я.

    старший специалист отдела буровых растворов

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Куксов В.А.

    Куксов В.А.

    к.т.н. председатель совета директоров

    ООО «АКРОС»

    Попов С.В.

    Попов С.В.

    Менеджер инновационной деятельности

    ООО «АКРОС»

    Просмотров статьи: 714

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru