Строительство нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависит от степени взаимодействия горных пород и бурильного инструмента с буровыми промывочными жидкостями. Причем, это взаимодействие носит преимущественно физико-химический характер, обусловленный как поверхностными свойствами пород и металлических труб, так и компонентным составом и технологическими свойствами буровых растворов. Наиболее остро последствия таких взаимодействий проявляются при бурении в глинистых породах слабой литификации. Опыт строительства скважин в подобных породах показывает, что кроме набухания глин и последующего кавернообразования появляются проблемы, связанные с поддержанием технологических свойств буровых растворов на водной основе: повышаются реологические и структурно-механические свойства, содержание твердой фазы в основном, коллоидных размеров, и плотности. В свою очередь такие изменения отрицательно влияют на скорость разрушения горной породы долотом. В последние годы для строительства скважин в слаболитифицированных глинистых породах используют ингибирующие малоглинистые полимерные буровые растворы, предупреждающие в основном их увлажнение за счет регулирования осмотического массопереноса и изменения обменного комплекса глин. Тем не менее, не всегда удается даже в присутствии специальных добавок обеспечить управление свойствами таких систем.

Основываясь на результатах промысловых и лабораторных исследований свойств малоглинистых полимерных буровых растворов, проведенных на кафедре бурения УГТУ, можно сделать вывод, что основными показателями качества малоглинистых полимерных буровых растворов являются значения пластической вязкости (ПВ) и показатель статического напряжения сдвига за определенное время покоя, например за 10 минут (СНС₁₀). С учетом показателя рН эти величины являются первостепенными индикаторами изменения физико-химических и технологических свойств в полимерных буровых растворах. Основные результаты представлены ниже.

На рисунке 1 показано, какое влияние оказывает обработка бурового раствора на показатель пластической вязкости при различной концентрации коллоидной фазы в буровом растворе. Из него следует, что резкое изменение показателя пластической вязкости сменяется периодом стабилизации, который длится до следующего скачка. При этом длина стабильного участка зависит от сбалансированности состава. После каждого участка стабилизации изменение показателя пластической вязкости происходит более резко. Таким образом, становится очевидным, что для поддержания качества бурового раствора необходимо удерживать показатель пластической вязкости в пределах одного определенного «скачка». Для определения допустимых границ изменения пластической вязкости и определения критериев управления целесообразно ввести следующую величину:

W=ПВ_{текущее}/ПВ_{исходное} (1)

где ПВ_{текущее} – фактическое значение и ПВ_{исходное} – начальное значение пластической вязкости.

На рисунке 2 представлены результаты различных способов управления реологическими свойствами полимерного раствора, в частности обработкой (для восполнения концентрации) полимерным флокулянтом и разбавлением водой. Сохранение значения W в пределах от 1 до 1,3 говорит о стабильности системы в целом и ее устойчивости к загрязнению твердой фазой. В таких случаях для поддержания стабильности системы достаточно просто поддерживать концентрацию полимеров в буровом растворе.

Изменение значения W 1,3 до 2 указывает на постепенное загрязнение системы твердой фазой (происходит наработка), что может привести к дестабилизации бурового раствора. При этом управляющие параметры выходят из-под контроля. Рекомендуемое действие – разбавление свежеприготовленным буровым раствором в количестве 10% от циркулирующего объема.

Рисунок 1 – Изменение пластической вязкости при повышении МВТ: 1 – ?, 2 – ?

Анализируя рисунок 2, можно с уверенностью утверждать, что при значениях W более 2 для поддержания стабильности системы бурового раствора разбавление не эффективно. Поэтому следует прибегнуть к замещению 10% циркулирующего объема свежеприготовленным буровым раствором с увеличенной концентрацией реагентов стабилизаторов из расчета (на основе уравнения материального баланса), что начальная концентрация реагентов стабилизаторов снизилась как минимум на 50%.

Рисунок 2 – Влияние обработки бурового раствора на показатель пластической вязкости.

Однако наиболее значительное влияние коллоидальность твердой фазы влияет на структурно-механические свойства буровых растворов, в том числе и полимер-глинистых, поэтому решения по обработке необходимо принимать с учетом изменения показателя СНС, в частности СНС за 10мин (Рисунок 3). При этом за основу следует взять кратное изменение показателя, т.к. данная величина при наработке бурового раствора изменяется более интенсивно и практически не имеет участков стабилизации. Участки стабилизации присутствуют только при малых значениях СНС, т.е. при незначительной наработке. Поэтому показатель СНС является вспомогательным. Таким образом, увеличение значения СНС в два раза свидетельствует о загрязнении твердой фазой и ее переходе в систему в виде коллоидной фракции. Как и в случае с пластической вязкости в качестве управляющего параметра необходимо использовать относительный показатель, определяемый отношением текущего значения СНС (СНС_{текущее} ) к исходному (СНС_{исходное}):

G = СНС_{текущее}/СНС_{исходное} (2)

Анализ проведенных исследований показал, что значение G в пределах 1-2 позволяет предполагать о стабильности системы. Дальнейшее увеличение значения G свидетельствует о загрязнении системы (наработке) твердой фазы. Дальнейшие действия по обработке зависят от значения W. Кроме того случая, когда полученные данные полярны при неизменном значении рН, в таком случае необходимо применить разбавление.

Рисунок 3 – Зависимость значения СНС от концентрации твердой фазы в растворе

Необходимо отметить, что обе величины при бурении в коллоидальных глинах меняются синхронно, разница лишь в том, что показатель СНС меняется более резко и является более чувствительным к скачкам рН, поэтому его увеличение можно проследить лишь в кратном диапазоне, в то время как величина показателя пластической вязкости изменяется более плавно, предоставляя больше возможности для контроля стабильности бурового раствора.

Однако приведенные выше утверждения справедливы при условии отсутствия химического загрязнения. Наиболее распространенными загрязнениями являются цементное (при разбуривании цементного стакана), карбонатное загрязнение, загрязнение пластовыми водами (поступление хлоридов). Исключить большинство возможных загрязнений позволяет контроль за значением рН. Изменение показателя рН свидетельствует о наличии химического загрязнителя, определить который можно лишь в лабораторных условиях. Если же при изменении показателей ПВ и СНС значение рН неизменно, очевидно, что в данном случае химическое загрязнение отсутствует, имеет место воздействие глинистой фазы.

Таким образом, руководствуясь минимальным количеством измеряемых параметров бурового раствора, можно добиться максимально точного понимания физико-химических процессов в системе в целом. Методика управления свойствами малоглинистых полимерных буровых растворов основана на необходимости быстро принимать решения по обработке, не прибегая к сложным лабораторным анализам.

Контроль удельного веса бурового раствора осуществляется системой очистки бурового раствора. При необходимости проведения дополнительных мероприятий по поддержанию удельного веса или утяжелению бурового раствора следует прибегать к расчетам на основе уравнения материального баланса:

        V₁*p₁+ V₂*p₂+… V_n*p_n = V*p (3)

где V , V_1, V₂ …V_n – соответственно …., p, p_1, p_2… p_n – соответственно …

Используя данное уравнение, несложно рассчитать необходимое количество утяжелителя или как изменится удельный вес бурового раствора при смешивании объемов с разными плотностями.

Таким образом, обладая небольшим набором математических и программных инструментов можно получить полнофункциональную методику/программу управления свойствами малоглинистых полимерных буровых растворов.

1. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении [Текст] / В.Д. Городнов. – М.: Недра, 1984. – 229 с.
2. Справочник инженера по бурению. Т.1. [Текст] / В.И. Мищевич и [др.]; под ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова. – М.: Недра, 1975. – 480 с.
3. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов [Текст] /В.И. Рябченко. – М.: Недра, 1990. – 142 с.
4. Булатов А.И. Технология промывки скважин [Текст] / А.И. Булатов,Ю.М. Проселков, В.И. Рябченко. – М.: Недра, 1981. – 264 с.
5. Уляшева, Н.М. Технология буровых жидкостей [Текст]: учеб. пособие; в2 ч.; ч. 1 / Н.М. Уляшева. – Ухта: УГТУ, 2008. – 164 с., ил.

Все статьи автора «Igor.Pimenov»