Минерализованные пластовые воды и рапа оказывают негативное воздействие на буровой раствор. Вследствие вышеперечисленных факторов буровые растворы коагулируют, снижая фильтрационные и структурно-механические свойства. При повышенной концентрации ионов солей могут образовываться осадки, которые затрудняют процесс бурения скважины и увеличивают затраты на ее строительство.
Для предотвращения неблагоприятного воздействия солевой агрессии на глинистую суспензию применяют разнообразные методы защиты, такие как добавление ингибиторов предотвращения образования осадков и проведение водоподготовки с целью регулирования меры активности ионов водорода (pH).
Кроме того, в исследовании слабонабухающаяся кембрийская глина используется не только в качестве структурообразователя, но и для утяжеления бурового раствора с целью предотвращения оседания твердых частиц и поддержания безопасного давления на стенки скважины. Ко всему прочему, использование глины в роли дисперсной фазы исключает поступление фильтрата в пласт.
Глинистые породы распространены по всему миру и встречаются в различных геологических формациях. Анализируя минеральный состав, глинистые породы представляют собой полиминеральные образования, состоящие, как правило, из минералов каолинитовой, гидрослюдистой и монтмориллонитовой группы.
Существует несколько видов глин в качестве материала для приготовления буровых растворов. Наиболее часто встречающимися являются: монтмориллонитовые, каолинит-гидрослюдистые и палыгорскитовые глины, из которых преобладающее распространение получили первые, с общепринятым названием бентонит. Монтмориллонитовая глина обладает высокой пластичностью и связывающими свойствами, что делает ее полезной для удержания стенок скважины от обрушения. Каолинит-гидрослюдистые глины почти не набухают, однако этот вид обладает низким содержанием железа и высоким содержанием кремнезема. Для гидрослюдистых минералов характерна высокая коллоидальность и высокие адсорбционные качества. Палыгорскитовые и аттапульгитовые суспензии являются отличными взвешивающими агентами в высокоминерализованных средах, обеспечивая хорошую выносную способность, что выгодно отличает их от других глин.
При сооружении скважин глинистые минералы играют важную роль, так как являются структурным и коркообразующим компонентом глинистого раствора. Глинистые минералы добавляют в раствор для реализации определенных функций, таких как сохранение ствола скважины от обрушений, смазывание бурового инструмента, удержание во взвешенном состоянии частиц выбуренной породы и предотвращение их оседания. Однако некорректное количество глины может привести к образованию пробок в призабойной зоне скважины, что приведет к осложнениям в процессе бурения.
В данной работе в качестве наполнителя используются голубые кембрийские глины Ленинградской области. Посредством рентгенофлуоресцентного анализа был получен химический состав немодифицированного сырья, процентное содержание компонентов которого представлено в таблице 1.
Анализируя химический состав, важно отметить преобладание кремнезема и глинозема, что определяет причастность глины к каолинитовому виду. Ленинградские кембрийские глины обладают высокими связующими свойствами, что позволяет удерживать воду и другие компоненты буровой жидкости. Приготовленный раствор на основе кембрийской глины обладает повышенной плотностью, что делает его эффективным при бурении в осадочных горных породах в условиях АВПД.
Методика исследования и реализации состава
Перед приготовлением растворов на начальном этапе изучался вопрос системы «глина – солевой раствор» и понятия «глинистое блокирование» для наиболее подходящей обработки и выбора концентраций соли. Глинистое блокирование является одной из основных проблем при бурении скважин. Данный процесс осуществляется под воздействием воды или других флюидов с последующим диспергированием глины, тем самым вызывая ухудшение проницаемости и коллекторских свойств пласта.
Кроме того, рассматривая систему бурового раствора на основе глин, минерализация пластовой жидкости оказывает противоречивые влияния. Во-первых, стоит отметить, что каждый вид глины по-разному реагирует на ионы солей в буровом растворе, таким образом, некоторые виды при определенной концентрации могут продолжать диспергировать, тогда как для других осуществляется инкапсулирование частиц. Во-вторых, важно обозначить влияние катионов солей в связи с оказываемой регулируемой коагуляцией на глинистую суспензию. В-третьих, возникает потребность в решении одной из значительных задач в работе, заключающейся в поиске такой концентрации соли, при которой для исследуемой глины происходит «глинистое блокирование», поскольку данный порог концентрации колеблется в зависимости от преобладающих катионов, степени минерализации и объекта взятия образца. Соответственно, опираясь на три вышеперечисленных аспекта и ссылаясь на данные из таблицы 2, подобраны следующие концентрации CaCl2: 50 г/л; 100 г/л; 150 г/л; 200 г/л; 250 г/л.
Исследования осуществлялись согласно общепринятым методикам. Для осуществления контроля седиментационной устойчивости, реологических, тиксотропных, фильтрационно-коркообразующих и ингибирующих свойств бурового раствора использовались следующие приборы: ареометр АБР-1 (измерение плотности буровых или иных растворов); СПВ-5 (определение условной вязкости суспензии); FANN 35SA (определение индекса текучести, индекса консистенции, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига); СНС-2 (определение статического напряжения сдвига); ВМ-6 (определение водоотдачи раствора и толщины фильтрационной корки).
На начальном этапе велось приготовление растворов только из необработанного сырья с предварительной регулировкой щелочности (pH = 9) при концентрациях соли CaCl2, указанных выше с целью определения зависимостей параметров для проведения графоаналитического анализа. На рис. 1 представлена зависимость изменения суточного отстоя растворов в зависимости от концентрации вводимого хлористого кальция.
Наиболее подходящим, согласно рисунку 1, для дальнейшей обработки является раствор с концентрацией 25 % CaCl2, так как глина в этом случае лучше продиспергировала.
Далее в работе наглядно приводятся изменения таких параметров, как индекс текучести (рис. 2), индекс консистенции (рис. 3), пластическая вязкость (рис. 4), динамическое напряжение сдвига (рис. 5), условная вязкость (рис. 6), водоотдача (рис. 7) и коэффициент тиксотропии (рис. 8). Кривые течения растворов представлены на рисунке 9.
Рассматривая поведение исследуемого сырья в зависимости от концентрации CaCl2, стоит обратить внимание на несколько важных аспектов: во-первых, c увеличением концентрации соли набухаемость глины в растворе должна снижаться, однако исследования демонстрируют обратные результаты; во-вторых, на графиках 1–9 наблюдается точка перегиба при концентрации 15 % CaCl2, являющаяся порогом, осуществляющим регулируемую коагуляцию глинистый частиц в растворе.
Анализируя полученные параметры, следует отметить запредельно высокие вязкостные и фильтрационные показатели. Соответственно, для получения оптимальных параметров, реализуем будущий состав раствора посредством следующего ряда реагентов: DUO-VIS NS (биополимер ксантановой смолы, предназначенный для формирования структуры раствора и увеличения вязкости), POLYPAC R (модификация полианионной целлюлозы, действующая в направлении улучшения реологического профиля и снижения водоотдачи; эффективно ингибирует глинистые частицы), HIBTROL (является «улучшающим реагентом», применение которого направлено на стабилизацию системы раствора), REATROL (модифицированный крахмал, использующийся для эффективного снижения водоотдачи), солестойкий КМЦ (реагент, предназначенный для увеличения вязкости и снижения водоотдачи; в сильноминерализованной среде следует применять совместно с крахмалом), ФХЛС (обеспечивает снижение вязкости системы) и каустическая сода (гарантирует эффективную водоподготовку).
Безусловно регулирование описанных выше параметров важно для исследования раствора, однако в перечень первостепенных задач входят формирование структуры суспензии и обеспечение качественной выносной способности шлама. Таким образом, ссылаясь на некоторые исследования, следующей ступенью работы является обработка пяти растворов 0,5 % DUO-VIS NS (биополимер ксантановой смолы). Изменения реологических (рис.10–14), фильтрационных (рис. 15) и тиксотропных (рис. 16) свойств представлено графически в зависимости от концентрации CaCl2. Анализ кривых течения для данного раствора проработан на рис. 17.
Анализ графиков свидетельствует о высоких значениях параметров буровых растворов, что говорит о потребности введения меньшей концентрации реагента в систему. К тому же по визуальному исследованию буровая жидкость приобрела кластерную структуру, что подтверждает необходимость в дальнейшей обработке и регулировании показателей раствора.
Следующим этапом работы является подбор рецептуры раствора. Путем многократных опытов выявлен наиболее удачный состав, удовлетворяющий изначально поставленным требованиям относительно параметров раствора. Исследования проводились с использованием указанных выше реагентов. Проработанная рецептура раствора представлена в таблице 3.
В процессе выбора именно такого состава был рассмотрен ряд проектов по исследованию полимер-глинистых растворов, применяемых на различных локациях. Следует отметить несколько моментов, касающихся количества и функционала используемых добавок. Во многих проектах используются полимеры: 1) обеспечивающие инкапсулирование глин; 2) действие которых связано с выносной способностью; 3) способствующие флокулированию шлама; 4) повышающие вязкость раствора. Однако при правильно подобранной концентрации реагента DUO-VIS NS возможно совместить действие описанных выше функций. Ко всему прочему, повсеместно используется полианионная целлюлоза (ПАЦ) вместо КМЦ, так как ПАЦ является наиболее продвинутым продуктом и позиционируется его действие в минерализованной среде, однако никакой динамики в улучшении раствора на прослеживалось. Соответственно, было принято решение об использовании КМЦ совместно с крахмалом, так как использование только КМЦ в условиях минерализации не рекомендуется. Тем не менее в растворе присутствовали соли кальция, и крахмал коагулировал вместе с кальцием, даже при условии проведения водоподготовки раствора перед введением реагентов. В связи с чем в работе использовался солестойкий КМЦ, проявивший себя наилучшим образом. Помимо этого, в работе используется лубрикант, придающий смазывающие свойства буровому раствору и реагент, предотвращающий пенообразование системы.
Далее в работе приводится сравнительный анализ параметров в виде диаграмм относительно солестойкого бентонита «Salt Gel» и необработанного раствора при одинаковой минерализации в системе. Солестойкий бентонитовый порошок «Salt Gel» стал доступным на рынке относительно недавно и зарекомендовал себя как продукт, предназначенный для приготовления полимер-глинистого раствора на минерализованной и соленасыщенной технической воде, а также для бурения скважин в отложениях каменной соли и хемогенных породах. Использование солестойкого бентонитового порошка предполагает исключение проведения водоподготовки в процессе приготовления раствора.
Проанализировав рис. 18–24, важно подчеркнуть эффективность обработки раствора реагентами, вводимыми с обусловленными концентрациями. Сравнивая полученный раствор и бентонитовый солестойкий глинопорошок «Salt Gel», наблюдаются незначительные расхождения в показателях, однако на рис. 22 фильтрация обработанного раствора ниже примерно в два раза, чем у солестойкого глинопорошка, что говорит о качественном сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта.
Поддержание стабильности всех характеристик необходимо с целью сохранения устойчивости ствола скважины. Попадание пластовых флюидов и солей, входящих в состав глинистого раствора, может привести к ухудшению свойств бурового раствора.
Практическая значимость проделанной работы состоит, прежде всего, в безаварийном строительстве вертикальных и горизонтальных скважин, сохранении стабильности и качественной реологии глинистого бурового раствора на основе кембрийской глины при воздействии на него пластовых флюидов, поддержании пластового давления, сохранении проницаемости прискважинной зоны и предотвращении загрязнения и ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта.
Литература
1. Bougouin A., Pantet A., Ahfir N.D. (2022). Quantifying the yield stress of bentonite muds mixed with other clays during drilling operations. Applied Clay Science, 216, 110763. DOI: 10.1016/j.clay.2022.106593.
2. Wagle V., Alyami A., Aljubran M., Al-Bahrani H. (2023). High-Density Drilling Fluids for Managed Pressure Drilling: Lab Development and Field Trial. Journal of Energy Resources Technology, Transactions of the ASME, 145(2), 023001. DOI: 10.1115/1.4054824.
3. Siyao H., Mingbiao X., Peng X., Yu Z., Xinying W. (2022). Composite Hydration Process of Clay Minerals Simulating Mineral Clay Components and Influence Mechanism of Cations. Energies, 15 (20), 7550. DOI: 10.3390/en15207550.
4. Morenov V., Leusheva E., Liu T. (2021). Development of a weighted barite-free formate drilling mud for well construction under complicated conditions. Polemers, 13 (24), 4457. DOI: 10.3390/polym13244457.
5. Liu T., Leusheva E.L., Morenov V.A., Zheng S., Yu Y. (2020). Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling. Energies, 13 (18), 4704. DOI: 10.3390/en13184704.
6. Ulyasheva N.M., Leusheva E.L., Galishin R.N. (2020). Development of the drilling mud composition for directional wellbore drilling considering rheological parameters of the fluid. Journal of Mining Institute, 244(4), с. 454–461. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.8.
7. Basfar S., Ahmed A., Elkatatny S. (2021). Stability Enhancing of Water-Based Drilling Fluid at High Pressure High Temperature Arabian Journal for Science and Engineering, 46(7), с. 6895–6901. DOI: 10.1007/s13369-020-05126-w.
8. Gupta V., Indulkar S., Asrani M., Thakur S., Singh A.K. (2019). An innovative rheology modifier which provides dual function: Achieves non-damaging clay free system for reservoir drilling and flat rheology for deep water drilling. Proceedings – SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. DOI: 10.2118/193618-мс.
9. Cheraghian G., Wu Q., Mostofi M., Afrand M., Sangwai J.S. (2018). Effect of a novel clay/silica nanocomposite on water-based drilling fluids: Improvements in rheological and filtration properties. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 555, с. 339–350. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2018.06.072.
10. Zhuang G., Zhang Z., Peng S., Gao J., Jaber M. (2018). Enhancing the rheological properties and thermal stability of oil-based drilling fluids by synergetic use of organo-montmorillonite and organo-sepiolite. Applied Clay Science, 161, с. 505–512. DOI: 10.1016/j.clay.2018.05.018.
11. Degtjarjov F.V. (2018). Evaluation of mineral and organic inhibitor effects on bentonite clay. Georesursy, 20(4), p. 355–358. DOI: 10.18599/grs.2018.4.355-358.
12. Li Q. (2022). Mud Density Optimization for Horizontal Well System in layey Silt Hydrate Reservoir with Considering Borehole Collapse. Arabian Journal for Science and Engineering, 47(9), p. 11651–11671. DOI: 10.1007/s13369-021-06401-0.
13. Tang Z., Qiu Z., Zhong H., Shan K., Kang Y. (2022). Novel Acrylamide/2-Acrylamide-2-3 Methylpropanesulfonic Acid/Styrene/Anhydride Polymer-Based CaCO3 Nanoparticles to Improve the Filtration of Water-Based Drilling Fluids at High Temperature. Gels, 8(5), 322. DOI: 10.3390/gels8050322.
14. Ding T., Wang M., Liu M., Wen,D., Chen X. (2022). Technology of accurately constructing collapse column water plugging plug in laminated multi branch horizontal wells. Meitan Kexue Jishu/Coal Science and Technology (Peking), 50(7), p. 244–251. DOI: 10.13199/j.cnki.cst.2020-0936.
15. Gaydarov M.M.-R., Khubbatov A.A., Gaydarov A.M., Khrabrov D.V., Potapova I.A. (2019). Recommendations for evaluation of inhibiting and strengthening (Casing) properties of the drilling fluid. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, 2019(2), p. 33–38. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-2-33-38.
16. Negmatov S.S., Negmatova K.S., Abed N.S., Rajabov A.R., Dustmuradov E. (2022). Research of the Properties of Mineral Ingredients and the Possibility of Applying them in Producing the Weighted Drilling Solutions Applicable in Drilling Oil and Gas Wells under High Filled Pressures Conditions. AIP Conference Proceedings, 2432, 050054. DOI: 10.1063/5.0090823.
17. Fedina R.A., Badikova A.D., Kulyashova I.N., Dubovtsev D.A., Tsadkin M.A. (2021). Modification of sodium lignosulfonate with reagent obtaining for drilling fluids. Modification of sodium lignosulfonate with reagent obtaining for drilling fluids, p. 322–329.
18. Leusheva E., Alikhanov N., Morenov V. (2022). Barite-Free Muds for Drilling-in the Formations with Abnormally High Pressure. Fluids, 7(8),268. DOI: 10.3390/fluids7080268.
19. Leusheva E., Morenov V. (2022). Effect of Temperature Conditions in Arctic Offshore Oil Fields on the Rheological Properties of Various Based Drilling Muds. Energies, 15(15),5750. DOI: 10.3390/en15155750.
20. 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.
21. Dvoynikov M.V., Budovskaya M.E. (2022). Development of a hydrocarbon completion system for wells with low bottomhole temperatures for conditions of oil and gas fields in Eastern Siberia. Journal of Mining Institute, 253(1), p. 12–22. DOI: 10.31897/PMI.2022.4.
22. Qiao D., Ye Z., Tang L. Wang X., Lai N. (2021). Synthesis of a Novel Filtrate Reducer and Its Application in Water-Based Drilling Fluid for Ultra-High-Temperature Reservoirs. Geofluids, 2021,7643826. DOI: 10.1155/2021/7643826.
23. Fadl A.M., Abdo, M.I., El-Sayed Ahmed H., Wahab Gaber M.A. (2020). Delaminated iron ore (hematite-barite) as alternative weighting agent to barite in petroleum drilling fluids engineering operations and mechanism study. Ain Shams Engineering Journal, 11(4), p. 1317–1337. DOI: 10.1016/j.asej.2020.03.005.
