CC BY
36
УДК 622.24.06
Определение ингибирующих и консолидирующих свойств буровых растворов
А.М. Гайдаров1, Г.М. Гереш1*, В.Е. Мясищев1, Ю.М. Хуббатова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. В статье рассмотрены проблемы, возникающие в процессе строительства скважин при наличии в разрезе глинистых пород. Проведены лабораторные исследования ингибирующих и закрепляющих свойств буровых растворов с различными добавками. Показано влияние глинистой агрессии на концентрацию коллоидной фракции и структурно-реологические показатели исследуемых буровых растворов. Определены качественные показатели влияния буровых растворов на целостность образцов горной породы при контактах различной длительности.
Ключевые слова:
буровые растворы, скважина, ингибирование, глинистые породы.
Выбор бурового раствора для обеспечения устойчивости стенок скважины в глинистых отложениях осуществляется исходя из свойств пород и их изменения при воздействии раствора. Процесс бурения глинистых пород сопровождается частыми авариями, осложнениями и многими другими трудностями. Основные проблемы при проходке глинистых пород связаны с набухающими глинами и неустойчивыми аргиллитами.
Глины при взаимодействии с буровыми растворами гидратируют, набухают, пластифицируются, текут, диспергируют; все это приводит к сужению ствола, потере устойчивости, провоцирующей обвалы, зашламлению скважины, дополнительной наработке раствора и т.д. Набухание и диспергирование глинистого шлама ведет к росту концентрации глинистых частиц в составе бурового раствора, в результате этого ухудшаются его функциональные свойства, для восстановления которых требуются разбавление раствора водой, а также его дополнительная обработка химическими реагентами и применение многоступенчатых систем очистки.
Аргиллиты же в естественных условиях залегания характеризуются трещино-ватостью или же растрескиваются в процессе бурения на структурные фрагменты, вследствие чего образуются трещины различных геометрических форм и размеров. Очевидно, что такой переход аргиллитов от целостного состояния, где между всеми структурными элементами породы существуют прочные химические связи, в рыхлое несвязное состояние, где в местах трещин между структурными фрагментами отсутствует какая-либо прочная связь, приводит к нарушению устойчивости ствола скважин.
При бурении в глинистых породах актуальны следующие задачи:
• предотвращение наработки и сохранение стабильных показателей раствора за счет снижения гидрофильности, гидратации, набухания и способности к дисперга-ции глинистого шлама и повышения устойчивости раствора к различным агрессиям. В первую очередь это достигается за счет ингибирующих свойств раствора [1-5];
• сохранение устойчивости глин и аргиллитов, слагающих стенки ствола скважин. В первую очередь это достигается за счет консолидирующих свойств раствора.
Существует достаточно большое количество лабораторных методов оценки ин-гибирующих свойств буровых растворов. Следует отметить, что традиционные ин-гибирующие растворы проявляют высокую эффективность в лабораторных условиях при проведении испытаний по определению их ингибирующих свойств. Тем не менее промысловые результаты свидетельствуют о низкой эффективности инги-бирующих растворов при разбуривании набухающих глин и неустойчивых аргиллитов [6, 7]. Данное противоречие теории и практики, очевидно, связано с недостатками
применяемых буровых растворов и методов оценки их ингибирующих свойств.
Оценочные показатели ингибирующих свойств раствора должны позволить прогнозировать наработку раствора, а консолидирующие свойства - поведение ствола при бурении конкретной скважины.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» исследованы буровые растворы двух типов: полимер-калиевый раствор М-1 (№ 1), использо-
вавшийся при строительстве реальной скважины шельфового месторождения, и поликатион-ный раствор «Катбурр ИК» (№ 2). Исследования проводились согласно Рекомендациям для проведения испытаний по оценке ингибирующих и консолидирующих свойств буровых растворов. По результатам испытаний определен более эффективный состав бурового раствора для бурения в глинистых породах.
В процессе испытаний растворы обрабатывали бентонитовым глинопорошком (БГП) и глинистым шламом (ГШ), для чего использовали шлам и керн, отобранные из проблемных (надпродуктивных) интервалов скважины шельфового месторождения. В качестве ГШ применялся измельченный керновый материал. При этом качество исследуемых растворов определялось по двум показателям: оценивались ингибирующие и консолидирующие свойства буровых растворов. Оценка ингибирующих свойств производилась по показателю коллоидной фракции (АСк), который отвечает за стабильность и изменение реологических показателей раствора. (Увеличение показателя коллоидной фракции приводит к дополнительным обработкам, разбавлениям и, следовательно, к наработке раствора.) Оценка консолидирующих свойств выполнена путем испытания аргиллита без нарушения естественных структурных связей по показателю разрушения пород (определяется визуально), поскольку нарушение устойчивости ствола скважины происходит в глинисто-аргиллитовых породах.
Показатель коллоидной фракции (инги-бирующие свойства). Диспергирование глинистого шлама до коллоидных размеров в буровом растворе происходит под воздействием физико-химических процессов - механических, гидравлических, термобарических, химических и др. При оценке ингибирую-щих свойств буровых растворов показатель ЛСк определяется как разность концентраций
коллоидной фракции после добавления глины (Ск(д)) и в исходном растворе (Ск(и)):
ДСк _ Ск(д) — Ск(и).
Чем меньше значение ЛСк, тем лучше инги-бирующие свойства раствора.
Увеличение концентрации глинистых частиц коллоидных размеров интенсивнее происходит в растворе, способствующем набуханию и диспергированию глин, т.е. в растворе с плохими ингибирующими свойствами. Влияние глинистой агрессии кроме роста и изменения концентрации коллоидной фракции (Ск(д) и ЛСк) оценивается по структурно-реологическим показателям буровых растворов, в том числе пластической вязкости (ПВ), динамическому напряжению сдвига (ДНС), а также статическим напряжениям сдвига за 1 и 10 мин (СНС1/10) растворов после ввода глинистых добавок через 2 ч, 5 и 10 сут. Если глина представлена набухающими минералами, то влияние глинистой агрессии на показатели раствора и концентрацию коллоидной фракции достаточно оценить через 2 сут.
В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения количества бентонита в буровом растворе по характеру адсорбции мети-леновой сини. Влияние глинистой агрессии на структурно-реологические показатели буровых растворов показано в таблице и на рис. 1.
Вывод: испытания выявили нестабильность бурового раствора компании M-I SWACO, что видно по изменению структурно-реологических показателей и росту концентрации коллоидной фракции; в свою очередь раствор «Катбурр ИК» в процессе испытаний проявил полную инертность к добавкам БГП и ГШ.
Показатель разрушения породы (консолидирующие свойства). Оценка показателя разрушения породы осуществляется на керно-вом материале следующим образом:
1) проводят внешний осмотр фрагментов керна, отбирают образцы, идентичные по размерам и дефектам (минитрещинам);
2) образцы керна испытывают на устойчивость в различных жидкостях (в том числе в воде) в течение 5...10 сут в нормальных условиях либо в автоклаве при температуре и давлении, соответствующих скважинным
Влияние глинистой агрессии на структурно-реологические показатели буровых растворов «Катбурр ИК» и производства компании М-1 8^/АСО
Раствор и варианты его обработки Структурно-реологические показатели
ПВ, мПа-с ДНС, Па СНСШ0, дПа СК(Д), кг/м3
2 ч 5 сут 10 сут 2 ч 5 сут 10 сут 2 ч 5 сут 10 сут 2 ч 5 сут 10 сут
№ 1 21 21 21 11 11 11 20/25 20/25 20/25 39* 39* 39*
№ 1+6 %БГП 38 43 49 22 26 28 54/184 55 / 186 58/188 52 54 55
№ 1 +10 % ГШ 34 38 42 19 24 25 54/153 56/154 57/153 44 46 46
№ 1 + 6 % БГП +10 % ГШ 62 64 _** 36 39 _** 110/195 115 / >200 124 / >200 79 82 86
№ 2 35 35 35 11 11 11 15/20 15/20 15/20 12* 12* 12*
№ 2 + 6 % БГП 38 39 37 12 10 11 15/25 15/25 20/25 12 12 12
№ 2 + 10 % ГШ 34 36 35 11 12 12 15/25 15/25 20/25 11 12 11
№ 2 +6 % БГП + 10 % ГШ 41 39 45 13 11 12 15/25 15/25 20/25 12 12 11
^к(и)-
* Прибор зашкаливает.
5: 90
ь
80
3
О 70
60
50
40
30
20
10
0
86
55 "46"
39
12 12 11 11
Е + = - м Е = = + = - М Е
- - £ — М ^ — о4 - о4
О О + О О
+ ©х + + ©х +
+ +
5 5 % % %
М
о4
Раствор
Рис. 1. Влияние глинистой агрессии на концентрацию коллоидной фракции
буровых растворов «Катбурр ИК» и производства компании М-1 8^АСО
условиям. Если образец сохраняет устойчивость в воде, то можно признать, что проблема вызвана не испытуемым аргиллитом;
3) после испытаний образцы керна изымают из испытуемых жидкостей, очищают их поверхность;
4) затем их визуально обследуют, сравнивают между собой и определяют наиболее целостные образцы. По результатам испытаний образцы фотографируют.
1»$ *
Рис. 2. Неустойчивые образцы аргиллита, выдержанные трое суток в растворах: а - компании М-1 8^АСО; б - «Катбурр ИК»
Рис. 3. Образцы кернового материала, выдержанные девять суток в растворах: а - «Катбурр ИК», б - компании М-1 8^АСО
б
а
Жидкость, в которой образцы сохраняют наибольшую целостность, обладает лучшими консолидирующими свойствами. С целью испытаний образцы керна выдерживали в растворах № 1 и № 2 в течение 3 и 9 сут, при этом для испытаний продолжительностью 3 сут в качестве образцов выбраны неустойчивые аргиллиты, отличающиеся высокой хрупкостью (рис. 2). Для 9-суточных исследований выбраны идентичные образцы аргиллитоподобного керна, отличающиеся от первых более прочной структурой (рис. 3).
Вывод: исследования выявили, что воздействие раствора компании М-1 SWACO на образцы как хрупкого аргиллита, так и более устойчивого аргиллитоподобного керна приводит к их разупрочнению и разрушению структурных связей.
В буровом растворе «Катбурр ИК» образцы хрупкого аргиллита сохранили большую целостность, чем в растворе компании М-1 SWACO. Образец аргиллитоподобно-го керна, выдержанный в буровом растворе «Катбурр ИК», не подвергся разрушению, за исключением появления трещины на теле образца.
***
Таким образом, исследования показывают, что буровой раствор, который используется при строительстве скважин шельфового месторождения, обладает более низкими ингибирующи-ми и консолидирующими свойствами по сравнению с раствором «Катбурр ИК».
Список литературы
1. Ангелопуло О.К. Буровые растворы
для осложненных условий / О.К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. - М.: Недра, 1988. - 135 с.
2. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов / Э.Г. Кистер. - М.: Недра, 1972. -392 с.
3. Гайдаров А.М. К вопросу о наработке раствора / А.М. Гайдаров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше
и на море. - 2016. - № 5. - С. 36-39.
4. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении / В. Д. Городнов. - М.: Недра, 1984. - 229 с.
5. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин / В. С. Новиков. -
М.: Недра, 2000. - 270 с.
6. Гайдаров М.М-Р. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин / М.М-Р. Гайдаров, Д.Г. Бельский,
Д.В. Изюмченко и др. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 100 с.
7. Гайдаров А.М. Поликатионные буровые растворы с ингибирующими и крепящими свойствами / А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А. Д. Норов и др. // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - № 1. -
С. 36-41.
Determination of inhibiting and consolidating capacity of drilling muds
A.M. Gaydarov1, G.M. Geresh1*, V.Ye. Myasishchev1, Yu.M. Khubbatova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: E-mail: [email protected]
Abstract. The article deals with the problems arising in the process of well construction in presence of clay rocks in a section, and describes the results of the laboratory studies of inhibiting and fixing properties of drilling fluids with various additives. The impact of clay aggression to concentration of colloidal fraction, as well as the structural and the rheological parameters of the studied drilling fluids are shown. The qualitative indicators of the influence which drilling fluids exert on integrity of rock samples are determined in respect to contacts of different duration.
Keywords: drilling mud, well, inhibiting, argillaceous rocks.
References
1. ANGELOPULO, O.K., V.M. PODGORNOV, V.E. AVAKOV. Drilling muds for complicated conditions [Burovyye rastvory dlya oslozhnennykh usloviy]. Moscow: Nedra, 1988. (Russ.).
2. KISTER, E.G. Chemical treatment of drilling muds [Khimicheskaya obrabotka burovykh rastvorov]. Moscow: Nedra, 1972. (Russ.).
3. GAYDAROV, A.M. On lifetime of a drilling mud [K voprosu o narabotke rasvora]. Stroitelstvo Neftyanykh i Gazovykh Skvazhin na Sushe in a More. 2016, no. 5, pp. 36-39. ISSN 0130-3872. (Russ.).
4. GORODNOV, V.D. Physical-chemical methods for preventing troubles during drilling [Fiziko-khimicheskiye metody preduprezhdeniya oslozhneniy v burenii]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
5. NOVIKOV, V.S. Rigidity of argillaceous rocks at well drilling [Ustoychivost glinistykh porod pri burenii skvazhin]. Moscow: Nedra, 2000. (Russ.).
6. GAYDAROV, M.M-R., D.G. BELSKIY, D.V. IZYUMCHENKO et al. Rigidity of argillaceous rocks at construction ofwells [Ustoychivost glinistykh porod pri stroitelstve skvazhin]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014. (Russ.).
7. GAYDAROV, A.M., A.A. KHUBBATOV, A.D. NOROV et al. Polycationic drilling muds with inhibiting and binding properties [Polikationnyye burovyye ratvory s ingibiruyushchimi i krepyashchimi svoystvami]. Vestnik AssotsiatsiiBurovykh Podryadchikov. 2016, no. 1, pp. 36-41. ISSN 2073-9877. (Russ.).
