Особенности применения ингибирующего раствора. При бурении скважин с целью предотвращения проявлений неустойчивости пород кыновского горизонта

Устойчивость глинистых отложений – одна из актуальнейших проблем бурения, особенно сегодня, когда резко возросли объемы наклонного и горизонтального 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. Методически такие расчеты на сегодняшний день проработаны достаточно детально [4]. Для корректных геомеханических расчетов необходим большой информационный массив данных, например, характеристики давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок скважин. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (в том числе для определения их физико-механических свойств). 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.

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.

Обязательным условием устойчивости стенок скважин 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 (релаксация напряжений) в нетронутом массиве.

Для оценки требуемого ингибирования используются методы, зависящие от величины гидратации глинистых пород, связанной с осмотическим, капиллярным, диффузионным массопереносом (увлажнением), а также поверхностной гидратацией. Наряду со стационарными лабораторными исследованиями (метод Ченневерта [6], роллинг-тест [7], набухаемость глинистых сланцев в динамических условиях) используют также экспресс-методы, например определение увлажняющей способности раствора [8], оценку по катионному (анионному) анализу.

Так, при бурении боковых стволов пород кыновского горизонта использовался МКБПБРИ (минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор, ингибированный сульфированным асфальтом) в виде добавки Soltex. Добавка Soltex получена в результате химического сульфирования нефтяного битума. В результате получается ингибитор гидратации сланцев с контролируемой растворимостью в воде. Мелко перемолотый нефтяной битум, обработанный надлежащими поверхностно-активными веществами, обеспечивает диспергирование в воде, – но не растворимость. При использовании добавки Soltex образуются крупные, полимерные анионы. Эти частицы в фильтрате прикрепляются к электроположительным участкам глин и сланцев. Эта химическая нейтрализация ингибирует естественную тенденцию хрупких сланцев поглощать воду. Таким образом, предотвращаются обрушение, набухание и расслоение сланцев. Помимо этого физико-химическое ингибирование обусловлено наличием в составе раствора: хлористого калия, хлористого кальция, хлорида натрия (входит в состав пластовой воды).

Минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор ингибированный является системой, приготовленной на основе пластовой воды с малым содержанием твердой фазы и ингибирующей. Возможно приготовление на основе традиционного минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора, сохраненного после бурения предыдущего интервала, с введением в его состав ряда ингибирующих компонентов. Рецептура раствора приведена в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1. Рецептура раствора МКБПБРИ

МКБПБРИ использовался для вскрытия неустойчивых отложений Турнейского и Визейского яруса, в том числе и при бурении горизонтальных скважин, а также Франских и Фаменских ярусов при зенитном угле ствола скважины, проходящего через эти интервалы, не более 10 град и интенсивностях изменения угла не более 0,05 град/10 м.

Данная система раствора отличается высокой стабильностью, легкостью приготовления, с применением традиционной эжекторной воронки и перемешивателей.

Компоненты раствора не являются опасными токсичными веществами.

Физико-механическое регулирование устойчивости глинистых отложений представлено в виде увеличения плотности бурового раствора до 1,20 г/см³ с целью создания дополнительного гидростатического давления создаваемого столбом жидкости для противодействия поровому и осевому давлениям. Подъем плотности достигается дополнительным увеличением минерализации пластовой воды солями CaCl₂ и КСl, что в свою очередь увеличивает степень прямых осмотических явлений.

Значение плотности выбрано исходя из опыта бурения на территории Удмуртии с похожими геологическими условиями. Выбранная величина не противоречит требованиям безопасности к применению буровых растворов.

В таблице 2 показаны параметры раствора МКБПБРИ, значений которых следует придерживаться при бурении интервала 1431-2060м. Процедура замера параметров осуществляется согласно методикам, описанным в системе API.

ТАБЛИЦА 2. Параметры МКБПБРИ

Лабораторные испытания керновых образцов

Результаты лабораторных испытаний рассматриваемой системы раствора подтвердили ее хорошую ингибирующую способность. Данные испытания проводились с использованием керновых образцов, отобранных в интервале Франского яруса Девонской системы. Принцип методики основан на выдерживании образцов породы в растворах до появления визуально определяемых в результате набухания и расслоения разрушений структуры глины. Результаты испытаний нескольких типов промывочной жидкости представлены в сравнительной таблице 3.

ТАБЛИЦА 3. Результаты лабораторных испытаний

Фотографии, на которых изображены результаты испытаний некоторых образцов раствора, представлены на рис. 1.

РИС. 1. Образцы породы в результате испытаний раствора:

1. МКБПБРИ,
2. полимерглинистый раствор
3. МКБПБР

В процессе строительства скважины немаловажным является время воздействия бурового раствора на неустойчивые интервалы разреза до потери их стабильности и наступления обвалообразования.

Данные лабораторных исследований показывают преимущество ингибирующей способности МКБПБРИ над другими подобными исследуемыми растворами, что также подтверждается промысловыми данными, полученными при бурении ряда скважин на месторождениях Удмуртии.

Время до наступления обвалообразования, при использовании МКБПБРИ, составило около 4 суток. При бурении на полимерглинистом растворе – 24 часа, на растворе МКБПБР – 2 суток. Эти данные сведены в таблицу 4.

ТАБЛИЦА 4. Время до наступления проявлений неустойчивости пород Кыновского горизонта с момента вскрытия интервала

Выводы:

Буровой раствор, обработанный асфальтом сульфированным в виде добавки Soltex, снижает риск обвалообразования и разрушения неустойчивых пород (аргиллитов) путем кольматации микротрещин мелкодисперсной нефтерастворимой частью реагента.

Кроме этого данный реагент имеет следующие преимущества:

• сводит к минимуму повреждение продуктивных пластов;

• реагирует со сланцевыми породами и предотвращает их осыпание и набухание;

• значительно увеличивает смазывающую способность – отдельно либо в сочетании с небольшим количеством масла и синтетических материалов;

• ингибирует дисперсию выбуренной породы;

• понижает водоотдачу бурового раствора, снижает диспергируемость (измельчение) частиц шлама в процессе бурения;

ЛИТЕРАТУРА:

1. Свиницкий С.Б. Прогнозирование горно-геологических условий проводки скважин соленостных 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. 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.

5. Кошелев В.Н. Разработка и совершенствование методов выбора и рецептур буровых растворов: дис. канд. тех. наук, 1988.

6. Chenevert V.E. Glycerol mud additive provides shale Stability// Oil and Gas J.-II.87. – №29.- P.60-64.

7. Recommended Practice for Laboratory Testing of Drilling Fluids / Note: EIGHTH; ISO 10416:2008Adoption; Supersedes API RP 131.- P.73-75.

8. Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов: АС 1222670 МКИ С09К7/00 / А.И. Пеньков, А.А. Пенжоян, В.Н. Кошелев. – Заявл. 15.08.83, опубл. 07.04.86. – БИ № 13 – 3 с.