CC BY
26Б.А. растегаев, к.т.н., начальник отдела буровых растворов НИЦ ООО «Сервис Буровых Растворов» ГК «МИРРИКО»
современный подход к проектированию ингибирующих свойств буровых растворов для проводки скважин в сложных геологотехнических условиях
Выбор бурового раствора и технологии промывки в целом, обеспечивающие эффективное, безаварийное бурение, а также способствующие качественной крепи и сохранению потенциальной дебитности скважин, - одна из основных проблем бурения, решаемая, как правило, на стадии проектирования. К сожалению, сложившаяся практика отличается сугубо эмпирическим подходом к этому вопросу, что зачастую оборачивается либо недостаточной надёжностью (при максимальной экономии «на всём и на вся»), либо откровенной избыточностью в расходовании материалов и средств. В любом случае только научно обоснованный подход к проектированию свойств раствора, обусловленных главным образом геолого-техническими требованиями, позволяет осуществить оптимальный выбор бурового раствора и оптимальную технологию его использования.
Например, проблема устойчивости стенок скважины, сложенных глинистыми породами,при промывке ее буровым раствором является одной из главных в практике бурения. Для успешной проходки обваливающихся сланцев необходимо знать изменение их свойств под воздействием бурового раствора. Такое же значение имеет знание процессов массопереноса при оценке воздействия буровых растворов на водной основе на заглинизированные терригенные коллекторы нефти и газа. Соответственно, важнейшей задачей является
данным тестовых испытаний оценивать поведение глинистых горных пород в скважине и глинистой матрицы продуктивных пластов и научнообоснованно выбирать состав и свойства бурового раствора, оптимальные для конкретной геолого-технической ситуации. Настоящая статья затрагивает только вопросы безаварийной проводки ствола. Решение этой проблемы состоит, как правило, в увеличении ингибирующей силы раствора до уровня, необходимого для обеспечения достаточного периода устойчивого состояния глинистых отложений.
разработка методов, позволяющих по Таблица 1. Минеральный состав пород скважины Оренбургского НГК месторождения
ООО «Сервис Буровых Растворов» предлагает вам методологию разработки требований к буровому раствору для обеспечения проводки скважин различного типа в неустойчивых глинистых отложениях.
Разработка раствора или его выбор из перечня используемых основывается на анализе геолого-технических условий проводки скважин:
• собственно минералогия разреза;
• соотношение глинистых и устойчивых пород;
• влажность, плотность и коллоиднохимическая характеристика глин;
(состав пород скважины 1080-2)
№№ п.п. глубина глинистые минералы пол. шпаты карбонаты другие минералы глинистость карбо- НАТНОсть
гидрослюда/ смектит каолинит хлорит микроклин кальцит доломит кварц гематит
6 560-580 0,21 3,65 0,43 36,19 14,61 13,66 25,31 5,94 4,29 28,27
Таблица 2. Минеральный состав пород по данным рФКА
№№ п.п. глубина, м глинистые минералы другие минералы
гирослюда-смектит каолинит хлорит
1 400-420 8,07 - 91,93 Барит, кварц, полевые шпаты, кальцит, гематит
2 420-440 2,96 93,08 3,95 Кварц, кальцит, полевые шпаты, гематит
3 460-480 7,18 68,0 24,82 Кварц, полевые шпаты, соль (Nad), кальцит, галлуазит .
4 500-520 15,21 61,98 22,81 Кварц, барит, полевые шпаты, кальцит, доломит, гематит.
5 540-560 12,79 50,28 36,93 Кварц, барит, полевые шпаты, кальцит, доломит, гематит
6 560-580 13,59 70,11 16,3 Кварц, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
7 600-620 18,52 56,79 24,69 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, соль.
20 1020-1040 12,27 66,26 21,47 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
21 1040-1060 1,63 88,58 9,79 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
22 1060-1080 1,81 87,34 10,52 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
23 1080-1100 4,44 73,33 22,22 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
24 1120-1140 12,31 84,95 2,74 Кварц, барит, полевой шпат, кальцит, доломит, гематит, соль.
* Исследован шлам со всего интервала бурения, но с целью экономии места таблица представлена выборочно. Подчеркиванием выделены интервалы глубин, где в составе пород разреза присутствует галит (NaCl).
• поровые - пластовые давления и температуры по разрезу;
• траектория, конструкция скважины и период бурения под заданный интервал. На этой основе и определяются требования к буровому раствору - его плотности, типу и свойствам, в том числе ингибирующим.
Например, компания «Сервис Буровых Растворов» применила такой подход при разработке раствора для проводки скважин на Оренбургском НГК месторождении.
Минералогия шлама, отобранного при проводке базовых скважин, со всего интервала определялась Институтом геологии и разработки горючих ископаемых (ИГ и РГИ), в который были переданы образцы шлама.
Результаты исследований влажности и объёмной плотности шлама представлены на рис. 1, 2. Вследствие того, что для исследования использовался не кер-новый,а шламовый материал, получен достаточно сильный разброс данных. Исследование влажности и объемной плотности глин, результаты которого приведены выше, показывает, что значение этих показателей соответствует нормально уплотненным глинам.
Для оценки коллоидно-химических свойств глин использовались усредненные образцы шлама из интервалов 520 - 600 м и 1040 - 1140 м. Диспергирующая способность определялась отношением веса шлама, перешедшего в раствор, к исходному весу
шлама. В качестве базы для оценки диспегирующих свойств были выбраны дистиллированная вода и рассол NaCL. В качестве базовых растворов -соленасыщенный глинистый раствор на основе полиминерального реагента ПМР, а также две рецептуры соленасыщенных растворов на основе биополимера Гаммаксан. Состав, свойства растворов и полученные результаты приведены в таблице 3.
Высокая диспергируемость шлама с глубины 520 - 600 м в различных системах буровых растворов обусловлена наличием в разрезе поваренной соли (галита).
Следовательно, для использования в данном интервале глубин помимо высокой ингибирующей активности необходим раствор с высокими структурно-механическими и реологическими свойствами, которые позволяют защитить выбуренную породу от эрозии в процессе выноса из скважины и привести к минимуму эрозии стенок скважины.
Соотношение влажности и плотности нормально уплотненных глинистых пород описывается уравнением:
Ш = (1-0,3704 р) . 100, где Ш- полная влажность глинистой породы, %
рис. 1. исходная влажность образцов шлама
р - плотность глинистой породы, г/см3. Количество свободной и «рыхло» связанной воды (активная влажность), участвующей в процессах влагопереноса, определяется выражением ШаКт.= п . Ш, где
п - доля активной воды определяется выражением
п = -0,5 р2+1,45 р -0,2 для р < 2,2 г/см3 п = -1,76 р2+ 6,73 р -5,71 для р>2,2 г/см3.
Для образцов шлама с глубин 500-1200 м соответственно доля активной влажности составляет: 500 - 800 м - 6,3 - 10,3%
1000 - 1200 м - 0,8 - 3,3%.
Оценка взаимодействия образцов шлама с водой и развиваемых при этом давлений проведена по изотермам адсорбции (по методу Ченеверта).
В процессе образования осадочных пород глинистый разрез постепенно уплотняется под весом вышележащих пластов.
При сжатии происходит потеря адсорбционной воды и воды из пор глин. Сила сжатия равна разности горного давления (Рг) и порового (Рп). Уже при давлении 17,5 МПа из полностью увлажненной глины удаляется 40% воды, а при давлении 21-28 МПа удаляется 4 слоя воды из 8, необходимых для того, чтобы кристаллическая
Таблица 3. Коэффициент коллоидальности и диспергируемости шлама
Объемная платность, !
2,00 2,S0 3,00
« Объемная
плотноеть образцов шлама
7QD
"Кривая нормально уплотненных глин'*
1000
-Линейный (Объемная плотимть образцов шлама)
- Л и не йн ы й ("К ри ва я нормально уплотненных глин")
1100
120D
1300
Рис. 2. Объёмная плотность пород
№ п/п Раствор Содержание, % Gel, Фунт/100фут2 Ппл., мПас т0, Фунт/100фут2 рН Ф, см3 П0, см/ч р, омхм
1 Безглинистый на основе ПМР NaCL 4,2 26 11/11 27 54 8,0 7,5 2,5 0,045
2 Гаммаксан Амилор NaCL Пента 465 NaOH ЛПЭ-32 0,4 2,0 26 0,1 0,5 0,1 6/7 11 15 8,5 8,2 2,87 0,043
3 Гаммаксан Амилор NaCL Пента 465 NaOH ЛПЭ-32 Ca(OH)2 0,4 2,0 26 0,1 0,5 0,1 0,2 3/4 12 13 10,0 8,0 2,75 0,045
ПОКАЗАТЕЛИ ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ УСРЕДНЕННОГО ОБРАЗЦА 520-600 М ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ ОБРАЗЦА 1040-1140 М
Коэффициент коллоидальности 0,12 0,11
Диспергируемость, %
- в воде 92 85
- в рассоле NaCL 91 81
- в буровом растворе 1 47 19
- в буровом растворе 2 72 62
- в буровом растворе 3 77 45
решетка глин оставалась в равновесном состоянии. В процессе уплотнения глины и отжатия воды концентрация ионов в диффузном слое частиц увеличивается.
При вскрытии отложений сильно обезвоженных глин и снижении уплотняющих напряжений в приствольной зоне создаются условия для увлажнения глин за счет как поверхностной гидратации, так и осмотических сил, обусловленных разницей концентраций ионов, удерживаемых на поверхности глинистых частиц и содержащихся в буровом растворе.
Изотермы адсорбции паров образцами шлама приведены на рис. 3, 4. Активность воды в образцах глины при пластовых условиях определяется абсциссой точки изотермы с ординатой, равной содержанию воды в образце шлама в пластовых условиях (от 8,0;7,5; до 5,0;4,8).
В нашем случае активность воды составляет для шлама с 500-620 м - Р/Р0=0,40, 560м = 0,34, а для шлама с глубины 8401200 м - Р/Р0=0,26-0,36. Этот параметр характеризует парциальное давление набухания глинистой породы.
Чем ниже активность воды в пластовых условиях, тем выше максимально возможное давление набухания.
Ошвияни* лариюлькыи да»л*инй Р.'Ро
Рис. 3. Зависимость влажности глинистого шлама с 500-620 м от относительного давления паров воды, находящихся в равновесии с водой в глине
Таблица 4. Активность воды в насыщенных растворах солей
насыщенный раствор активность
Май 0,800
Са(М03)2 0,505
К2СО3 0,430
МдС12.6Н2О 0,330
СаС12 0,295
гпсі2 0,400
Возникающие при этом гидратационные напряжения в глинистой породе могут быть определены по формуле 1:
РГ--1.П—, где V р;д
(1)
Рг- внутреннее напряжение в породе при ее гидратации, Па;
R - универсальная газовая постоянная, дж/моль . 0К;
Т- температура, 0К;
V - парциальный массовый объем жидкости, м3;
Р - давление паров над сланцем, Па;
Отношение -Ц-- активность воды в сланцах. 0
Активность воды в сланцах составляет
0,56-0,75, а активность в буровом растворе 0,90-0,99.
Наиболее сильно понижают активность воды соли кальция и магния (таблица 4).
Сила гидратации глин приблизительно равна напряженности в матрице. Осмотическое набухание возникает, когда минерализация пластовой воды выше, чем у бурового раствора. Осмотическое набухание зависит от разницы минерализаций пластовой воды и бурового раствора и может привести к возникновению адсорбции или десорбции воды. Десорбция возникает, когда минерализация бурового раствора выше, чем у пластовой воды. Адсорбция воды глинами обычно ведет к диспергированию и набуханию. Диспергирование - это процесс, когда глина распадается на мелкие кусочки и переходит в раствор как твердая фаза. Глины можно бурить в течение определённого периода без всяких осложнений до тех пор, пока напряжения в матрице, создаваемые гидратационными процессами,не приведут к её дефор-
Рис. 4. Зависимость влажности глинистого шлама с 840-1200 м от относительного давления паров воды, находящихся в равновесии с водой в глине
мации, и глинистые сланцы начинают выпучиваться.
Таким образом, проблема осыпания глин связана с адсорбцией воды из бурового раствора. Следовательно, изменяя тип или химический состав бурового раствора, можно решить проблему осыпания. При содержании в шламе с глубины 500 - 1200м 5-15% ССО (смешанно слойные образования), а в них 5-15% монтмориллонита и при максимальном увлажнении монтмориллонита 83%, объем связанной воды равен: Vминв=83.0,05*0,05 = 0,25% или 2,5 мл, что составляет
N = — = 0,12 моль 18
Vмаксв=83.0,15.0,15 = 1,87% или 18,7 мл, что составляет
N=^=1,04 моль.
18
Следовательно, парциальный мольный объем равен:
1
Vмин =------= 8,33 л/моль
0,12 '
или 8,33.10-3 м3/моль 1
Vмакс =-----= 0,96 л/моль
1,04 7
или 0,96.10-3 м3/моль 1
Vмакс =
1,04
0,96 л/моль.
или 0,96.10-3 м3/моль Забойная температура равна 450С или 3180К, а согласно рис. 3 и 4, Р/Р0 = 0,3-0,4. Отсюда давление набухания будет равно:
РНаб= -8,31'318 1п0,4 = 2,52 МПа наб 0,96—10'3
рна6= Л31-318 1п0 3 = 0 Зб МПа.
8,83-Ю'3
Предельное напряжение разрушения глинистой породы с влажностью от 8 до 3,5% при контакте с раствором, имеющим П0= 2,5 см/ч (данные по таблице растворов), в соответствии с зависимостью равно:
8р = (117,4 - 4,5 Ш) е-0,34П0 (2)
где Ш - влажность глины в пластовых условиях, %
П0 - скорость увлажнения глины в растворе, см/ч
5р = (117,4 - 4,5.8) е-°,34'2,5=
= 18,6 кг/см2 = 1,86 МПа
8р = (117,4 - 4,5.3,3) е-0,34 2,5=
= 23,5 кг/см2 = 2,35 МПа.
Таким образом, Рнабух. > 8р, и породы разреза с содержанием глинистых минералов до 15% будут разрушаться и осыпаться. При меньшем содержании глинистой составляющей пород разреза устойчивость растворами с По = 2,5 см/ час будет обеспечиваться.
При этом время начала осложнений в чисто глинистых отложениях можно определить по следующей зависимости, которая оценивает как свойства раствора, так и технологию проводки скважины:
.(15,75^^]
I п0-р. )
(3)
где Rс - радиус скважины, м рр - плотность раствора, г/см3 рп - поровое давление, выраженное через эквивалентную плотность, г/см3 а - угол вскрытия глинистых отложений скважиной, град
П0-скорость увлажнения в забойных условиях, м/ч.
Скорость увлажнения в забойных условиях увеличивается вследствие роста забойной температуры, с которой она связана линейной зависимостью:
Г^= П0[1 + а № - 20)]
(4)
Для полимерглинистых растворов коэффициент (а) равен 0,02, для минерализованных и соленасыщенных - 0,1- 0,08. Таким образом, поскольку используемый раствор имеет при 200С П0= 2,5 см/ч, в забойных условиях при 450С Пот будет иметь следующее значение:
П01:=2,5 [1 + 0,1 (45 - 20)] = 7,5 см/ч. Тогда время устойчивого состояния глинистых пород в вертикальных скважинах на глубине от 500 до 1200 м при использовании традиционных ОГКМ растворов составит:
■ (15,75-0,148-1,24 “I 0,075-1
е-оо1о= 38 суток.
Однако устойчивость отложений разреза ОГКМ связана не только с наличием неустойчивых, склонных к обрушению глинистых отложений. Дополнительный эффект диспергирования шлама и эрозии стенок скважин связан с наличием в разрезе слабосцементированных отложений и включений галита, которые при контакте с водными и неводными системами полностью или частично переходят в раствор, ослабляя связи в матрице породы, приводя к разрушению приствольной зоны скважины. Существует несколько путей изменения свойств бурового раствора, которые позволяют успешно контролировать гидратацию глинистых сланцев. Применение того или иного способа изменения свойств раствора зависит от конкретных условий и типа глинистого сланца.
ЭТИ СПОСОБЫ СЛЕДУЮЩИЕ:
1) уменьшение поверхностной гидратации за счет замены катионов обменного комплекса глин;
2) преобразование глинистых минералов и устранение межплоскостной гидратации;
3) регулирование процессов осмотического влагопереноса путем поддержания более высокой концентрации электролитов в растворе, чем в проходимых породах;
4) модифицирование поверхности глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей трехвалентных металлов;
5) капсулирование глин полимерами;
6) добавка полимера с целью увеличения вязкости жидкой фазы бурового раствора и снижения вследствие этого степени гидратации;
7) добавка асфальтоподобных материалов, которые изолируют и стабилизируют сильно трещиноватые глинистые сланцы;
8) применение растворов на неводной основе с регулируемой активностью водной фазы или безводных.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Для обеспечения устойчивости ствола скважины в таких разрезах выбраны следующие решения.
1. Повысить ингибирующую силу раствора для создания баланса парциальных давлений в глинистой породе и растворе с преобладанием такового в растворе, т.е. довести уровень показателя
увлажняющей способности раствора до
1,0 - 1,5 см/час. Такой уровень ингибирования повысит уровень предельного напряжения разрушения глинистой породы с влажностью от 8 до 3,5% при контакте с раствором до величин, которые не достигаются при их увлажнении.
2. За счет повышения вязкости дисперсионной среды в биополимерном растворе создать условия минимизации его эрозионного воздействия на стенки скважины. Одновременно это позволит реализовать эффект капсу-лирования выбуренной породы,что позволит уменьшить переход шлама в раствор.
3. Осуществить повышение ингибирующей активности бурового раствора путем использования комбинации одно и поливалентных катионов, которые позволят снизить как осмотическую составляющую гидратационных свойств раствора, так и модифицировать поверхность глин, снижая ее поверхностную гидратацию.
"••у
ГРУППА КОМПАНИЙ «МИРРИКО» г. Казань, ул. Островского, д. 84 Тел.: (843) 537-23-93 Факс: (843) 537-23-94 e-mail: info@mirrico.com www.mirrico.ru
Литература
1. Исследование поверхностных явлений и фазовых превращений в дисперсных системах гидрофильной и гидрофобной природы и их взаимодействия с горными породами в условиях критического состояния, обусловленного хемотермобари-ческими факторами. Отчет ВНИИКРнефть № 01910027922, Краснодар, 1992 г., с. 45.
2. Пеньков А. И., Пенжоян А. А. Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважины // Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983, с. 12 -16
3. Справочное руководство гидрогеолога. Т.2, стр. 121, М., Недра, 1967 г.
4. Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ. Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики, 1987 г., 27 с.
5. Кулиев С.М., Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Температурный режим бурящихся скважин. М: Недра, 1968 г., 186 с.
6. Аветисян Н. Г., Бандаренко Л. Н., Пашинян Л. А.Зависимость показателя фильтрации буровых растворов от температуры и перепада давления: Совершенствование техники и технологии промывки скважин //Сборник научных трудов/ ВНИИКРнефть. Краснодар. 1988. С. 28-34
7. Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов: АС 1222670 МКИ С09К 7/00/ А.И. Пеньков, А.А Пенжоян, В.Н Кошелев. Заявл. 15.08.83, Опубл. 07.04.86. БИ № 13- 3с.
8. Chenevert M.E. Glycerol mud additive provides shale Stability. Oil and Gas J., YII. 87, N 29, pp. 60, 61, 64.
9. Complex inhibitor drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions /Maas A.F., Andreson B.A., Penkov A.I., Koshelev V.N., Fathutdinow I.H. //Petroleum Engineer International.- 1999.- August.- P.51-57.
