Геологические разрезы многих нефтегазовых районов представлены хемогенными породами (Восточная Сибирь, Прикаспийская синеклиза, Среднее Поволжье и др.). На буровые растворы, используемые в таких условиях, активно воздействуют соли. Их текучесть и склонность к релаксации напряжений создают значительные трудности при проводке скважин [3–11]. За счет воздействия горного давления в приствольной зоне будет наблюдаться течение солей, а в случае наличия хрупких, непрочных пород – обрушения, обвалы и т.п. Также наблюдаются искусственные потери устойчивости: растворение и размывание стенок скважин. В процессе растворения соли снижается качество бурового раствора, а осложнения проявляются в виде каверн или сужений ствола скважины.
Для улучшения технологических свойств растворов в осложненных и соленосных отложениях необходимо правильно выбирать химические реагенты, для чего необходимо иметь полные сведения о характере геологических разрезов, температуре и минерализации.
При «проведении вскрытия продуктивных пластов все чаще используют полимерные буровые растворы с низким содержанием дисперсной фазы. Они позволяют снизить величину скин-эффекта и повысить коэффициент восстановления проницаемости пласта» [1]. «В последнее время во многих нефтегазовых компаниях бурение основного ствола скважины проводят с применением дорогостоящих импортных полимеров, что существенно увеличивает себестоимость работ» [12]. «Высокая стоимость реагентов делает актуальным разработку методов вскрытия горизонтов с использованием новых буровых промывочных жидкостей на основе отечественных полимеров, более дешевых по сравнению с импортными аналогами» [13, 14]. Что касается экологических проблем, то использование БР на водной основе представляет наибольший интерес, так как водорастворимые полимеры (природные и синтетические) с точки зрения влияния на экологию являются наименее опасными.
Методы и материалы
Для предотвращения возможных осложнений и аварий, а также обеспечения высоких скоростей бурения к раствору выдвигается ряд требований: компоненты должны быть доступны и не иметь высокую стоимость; раствор не должен загрязнять окружающую среду; очистной агент должен обладать химической нейтральностью по отношению к разбуриваемым породам и не вызывать их диспергирование и набухание. «Плотность разработанной рецептуры должна быть достаточна для противодействия пластовому давлению; а раствор обладать достаточной способностью к тиксотропному упрочнению в покое и иметь стабильные показатели параметров под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважине» [15–19].
С этой целью было приготовлено и исследовано четыре рецептуры на хлорид натриевой основе плотностью 1,1–1,2 г/см3 с добавлением отечественной полимерной композиции «Комета-Метеор 013». Составы и свойства полученных растворов отображены в таблице 1.
Присутствие в растворе хлористого натрия (NaCl) позволяет обеспечить необходимую минерализацию, плотность жидкости, а также улучшает термостабильность. В качестве структурообразователя использовалась ксантановая камедь, обладающая термостойкостью до 120 °С. В результате исследования было видно, что ксантановая смола обладает хорошими структурообразующими свойствами, однако увеличение концентрации с 3 до 6 г приводит к значительному росту условной вязкости – раствор № 1, поэтому дальнейшему изучению реологических свойств не подлежал. Для регулирования реологии и фильтрации добавлялся компонент «Комета-Метеор». В качестве утяжелителя использовалась мраморная крошка РМ-400.
Для дальнейшего изучения реологии были выбраны растворы № 2–4, обладающие необходимой плотностью и вязкостью для того, чтобы противодействовать пластовому давлению со стороны горных пород. Составы и свойства растворов отображены в таблицах 1 и 2 соответственно.
При приготовлении растворов № 4 и № 2 была внесена корректировка – увеличение реагента К-М до 12 г для улучшения реологических свойств. Растворы 4 и 2 имеют хорошие значения коэффициента тиксотропии и способны поддерживать частицы утяжелителя и шлама во взвешенном состоянии при длительной остановке циркуляции.
Для описания реологии буровых растворов существует несколько моделей (табл. 3). Каждая из них описывает связь между скоростью течения (сдвига) жидкости и возникающим в среде напряжением сдвига при ламинарном режиме течения.
Модель Ньютоновской жидкости редко используется в отношении буровых растворов, поскольку примером такой жидкости является вода. Модель Шведова-Бингама чаще применяется к глинистым растворам, но полимерные растворы ведут себя иначе, поэтому для них используют степенную модель Оствальда-де Вааля или модель Хершеля-Балкли, которая является обобщением модели Оствальда-де Вааля, за счет учета динамического напряжения сдвига.
Коэффициент консистенции «К» характеризует способность бурового раствора удалять шлам (чем он выше, тем эффективнее очистка скважины), а показатель нелинейности «n» влияет на профиль скоростей течения жидкости (чем он меньше, тем равномернее их распределение и, соответственно, лучше выносящая способность очистного агента; он должен быть меньше единицы).
Для построения модели необходимы соответствующие коэффициенты. Чтобы их определить, воспользуемся программным комплексом «Бурсофтпроект v16.8». Полученные показания вискозиметра FANN 35SA вводят в программу и получают значение коэффициентов консистенции «К» и значение показателя нелинейности «n» (рисунок 2).
На основании полученных результатов были построены графики реологических моделей для полимерного раствора на солевой основе № 4 и № 2 (рисунки 3, 4). Реологические модели построены при помощи модели Хершеля-Балкли, где 
– предельное динамическое напряжение сдвига равно 0,48 и 3,36 соответственно.
Эффективная вязкость, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора в кольцевом пространстве и определяющая его транспортирующую способность, является одним из наиболее важных показателей, позволяющим характеризовать сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению БР [20].
Выводы
На данный момент актуальным является создание рецептур буровых растворов, устойчивых к действию солей, высоких температур и давлений. При разработке системы важно подбирать экологически безопасные реагенты, оказывающие минимальное воздействие на окружающую среду. В рамках исследования были выполнены эксперименты для оценки реологического поведения разработанных систем с учетом влияния минерализации. В рамках дальнейшего эксперимента планируется проведение серии экспериментов с учетом влияния температуры и давления близких к пластовому. Проанализированы имеющиеся экспериментальные данные, проведен сравнительный анализ. В результате проведенных исследований лучшие реологические свойства показал разработанный буровой раствор № 2. Раствор имеет допустимые значения водоотдачи, что позволит добиться устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины.
Литература
1. Маликов Н.И. Применение БГС и ГС с целью довыработки запасов // Инновационные научные исследования. – 2022. – № 19. – С. 61–67.
2. Li M., Wu Q., Han J., Mei C., Lei T., Lee S., Gwon J. Overcoming salt contamination of bentonite water-based drilling fluids with blended dual-functionalized cellulose nanocrystals // ACS Sustain. Chem. Eng – 2020. – Т. 8. – pp. 11569–11578. DOI: 10.1021/acssuschemeng.0c02774.
3. Никишин В.В., Блинов П.А., Гореликов В.Г., Терехин В.А. Российские и зарубежные роторно-управляемая системы / Деловой журнал Neftegaz.RU, № 1, 2023. С 52–58.
4. Блинов П.А., Никишин В.В., Болдырев С.А. Анализ проводки скважин и разработка бурового раствора для бурения горизонтальных скважин в терригенных отложениях // Neftegaz.RU. – 2022. – № 8.
5. Dvoynikov M.V., Blinov P.A. Rheological and Filtration Parameters of the Polym Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum // Journal of Engineering and Applied Sciences – 2020. – Vol. 15, pp. 694–697. DOI: 10.36478/jeasci.2020.694.697.
6. Бабаян, Э.В. Конструкция нефтяных и газовых скважин. Осложнения и их преодоление / Э.В. Бабаян. – Москва: Общество с ограниченной ответственностью «Издательство "Инфра-Инженерия"», 2018. – 252 с. – ISBN 978-5-9729-0237-8. – EDN XHVZLR.
7. Двойников М.В., Нуцкова М.В., Блинов П.А. Developments Made by the Well Drilling Department of St. Petersburg Mining University in the Field of Drilling Fluids // International Journal of Engineering, Transactions A: – 2020. – № 4. – Vol. 33. – pp. 702–711. DOI: 10.5829/ije.2020.33.04a.22.
8. Уляшева Н.М., Леушева Е.Л., Галишин Р.Н. Разработка композиции бурового раствора для проводки наклонно-направленного ствола скважины с учетом реологических параметров жидкости // Записки Горного Института, № 244, 2020. С. 454–461. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.8.
9. Morenov V., Leusheva E., Tianie Liu. Development of a Weighted Barite-Free Formate Drilling Mud for Well Construction under Complicated Conditions // Polymers – 2020. – № 24. – Vol. 13. – pp. 1–13. DOI: 10.3390/polym13244457.
10. Меньшикова А.А., Деминская Н.Г. Совершенствование технологии буровых растворов в терригенно-солевых отложениях // Научные исследования и инновации. – Т. 5. – № 2. – С. 55–57.
11. Дернов Д.А. Обоснование эффективных составов промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров для вскрытия продуктивных пластов: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.15. – Санкт-Петербург, 2006. – 169 с.: ил. РГБ ОД, 61 06-5/3039.
12. Дернов, Д.А. Обоснование эффективных составов промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров для вскрытия продуктивных пластов: специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Дернов Денис Алексеевич. – Санкт-Петербург, 2006. – 19 с. – EDN NKBSON.
13. Dvoynikov, M., Sidorov, D., Kambulov, E., Rose, F., Ahiyarov, R. (2022). Salt Deposits and Brine Blowout: Development of a Cross-Linking Composition for Blocking Formations and Methodology for Its Testing. Energies, 15(19),7415. DOI: 10.3390/en15197415.
14. Leusheva E., Morenov V., Tabatabaee Moradi S. Effect of Carbonate Additives on Dynamic Filtration Index of Drilling Mud // International Journal of Engineering. – 2020. – Vol. 33 – Issue 5. – pp. 934–939. DOI: 10.5829/IJE.2020.33.05B.26.
15. Жемчугова В.А., Макарова Е.Ю., Наумчев Ю.В., Макаров Н.Д., Панков В.В. Карбонатные резервуары подсолевых отложений Прикаспийской синеклизы // Журнал Георесурсы. – 2017. – С. 194–207. DOI: 10.18599/grs.19.20.
16. Гайдуков Л.А. Исследование структуры околоскважинных зон на различных стадиях разработки засолоненных коллекторов с текстурной смачиваемостью // Журнал Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 1. – С. 112–117. DOI: 10.18599/grs.2021.1.12.
17. Жемчугова В.А., Ахманов Г.Г., Наумчев Ю.В., Панков В.В., Карнюшина Е.Е. Седиментационно-емкостная модель подсолевых отложений Южного Предуралья и сопредельных территорий // Журнал Георесурсы – 2021. – Т. 21. – № 2. – С. 94–109. DOI: 10.1109/JESTPE.2020.2988447.
18. Леонтьев Д.С., Ваганов Ю.В., Шаляпин Д.В. и др. Технология разработки неоднородной залежи массивного типа с газонефтяным и водонефтяным контактами // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 4. – С. 193–201. DOI 10.18799/24131830/2022/4/3293.
19. Degtjarjov, F.V. Evaluation of mineral and organic inhibitor effects on bentonite clay // Georesursy. – 2018. – Vol. 20. – № 4. – P. 355–358. DOI 10.18599/grs.2018.4.355-358.
20. Li P., Xu Y., Liu Y., Feng J., Hui B., Feng Y., Hu M., Guo J. Terpolymer with rigid side chain as filtrate reducer for water‐based drilling fluids // J. Appl. Polym. Sci. – p. 138. DOI:10.1002/app.50237.
