ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЛЬТРАТА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГОРНЫХ ПОРОД

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЛЬТРАТА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГОРНЫХ ПОРОД

Научная статья

Юдаков В.С.^1, *, Деканоидзе Э.М.², Мухтаров М.Ш.³

^{1, 3} Санкт-Петербургский горный университет, г. Санкт-Петербург, Россия;

² ООО «НПО «Центротех», г. Санкт-Петербург, Россия

^* Корреспондирующий автор (bob1n57[at]gmail.com)

Аннотация

В данной научной статье рассматривается методика определения прочностных характеристик горных пород, с учетом проникновения фильтрата бурового раствора в поры и трещины горного массива. Авторами исследования изучены оптимальные области изменения показателей свойств бурового раствора с учетом ограничения геолого-технических условий устойчивости при бурении горизонтальных и наклонно направленных стволов. Аналитически обосновано, экспериментально доказано влияние фильтрата бурового раствора на изменение геомеханических характеристик в околоскважинном пространстве. Данный метод подбора рецепта для промывочной жидкости при бурении ведет к решению проблем устойчивости ствола скважины.

Ключевые слова: буровой раствор, бурение, устойчивость ствола скважины, фильтрат бурового раствора, кольматация порового пространства.

STUDY OF DRILLING MUD FILTRATE INFLUENCE ON STRENGTH PERFORMANCE OF ROCKS

Research Article

Yudakov V.S. ^1, *, Dekanoidze E.M.², Mukhtarov M.Sh.³

^1,3St. Petersburg Mining University, St. Petersburg, Russia;

²LLC NPO Centrotech, St. Petersburg, Russia

* Corresponding author (bob1n57[at]gmail.com)

Abstract

This paper discusses the methodology for determining the strength performance of rocks, considering the penetration of drilling mud filtrate into the pores and cracks of the rock mass. The authors studied the optimal areas of change in the properties of the drilling fluid, considering the limitations of the geological and technical stability conditions when drilling horizontal and directional shafts. The influence of the mud filtrate on changes in geomechanical features in the near-wellbore was analytically substantiated and experimentally proven. This selecting recipe method for flushing fluid during drilling leads to solving the problems of stability of the wellbore.

Keywords: drilling mud, drilling, wellbore stability, drilling mud filtrate, pore space colmatation.

Введение

В настоящее время на территории России число наклонно направленных и горизонтальных скважин растет, в связи с уменьшением легкодоступных запасов углеводородов. Данный метод строительства скважин более эффективен и экономически выгоднее по сравнению с бурением вертикальных скважин, после ввода в эксплуатацию. Конструкция такой скважины позволяет увеличить площадь контакта в продуктивно пласте, следовательно, дебит скважины повышается. [1], [3], [8].

При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин необходимо учитывать параметры бурового раствора и траекторию ствола в зависимости от напряжений, действующих в окрестности пробуриваемой скважины. Неправильный выбор состава бурового раствора приводит к снижению устойчивости: обрушению ствола скважины, образованию трещин и т.п. Большинство осложнений, возникающие на современном этапе при бурении горизонтальных скважин, так или иначе, связаны с неправильным подбором состава применяемого бурового раствора [5], [9].

Для предупреждения и предотвращения данных осложнений требуется оптимизация параметров бурового раствора с целью повышения устойчивости и эффективности бурения. Применяемый тип бурового раствора должен обеспечивать решение основных проблем, связанных с обеспечением устойчивости стенок скважины. Подбор раствора должен производиться строго по параметрам, которые влияют на устойчивость: плотность, водоотдача, стабильность, толщина глинистой корки и т. д. [2].

Методы и принципы исследования

Для выявления характера вышеизложенных зависимостей, разработана методика проведения экспериментальных работ:

1) Разработка модели проницаемой горной породы, заданной влажности: отсеивание песка определенной фракции; увлажнение и уплотненная трамбовка песка в специальное кольцо, совместимое с фильтр-прессом высокого давления OFITE (см. рисунок 1);

2) Выбор рецептуры базового бурового раствора:

• подбор оптимального размера наполнителя в буровом растворе для кольматации порового пространства модели горной породы (используется самый нейтральный и доступный наполнитель - мел либо мраморная крошка);
• оценка влияния размеров фракций мела в буровом растворе на прочностные характеристики насыпной модели горной породы. В качестве испытуемых реагентов применяем МК-5, МК-10, МК-40, МК-50, МК-60, МК-100, жидкое стекло, ксантановую смолу;
• определение реологических параметров раствора;
• Проведение опытов на скорость фильтрации и объем фильтрата через насыпную модель горной породы на колбе фильтр-пресса высокого давления OFITE.

 

Рис. 1 – Колба фильтр-пресса высокого давления OFITE с раствором и утрамбованным песком

 

В данной исследовательской работе в качестве базового раствора применяется безглинистый полимерный буровой раствор плотностью 1,1 г/см3. Техническим результатом является высокая выносная и удерживающая способность бурового раствора, низкая фильтруемость, сравнительно малый расход реагентов [3].

Исходя из вышеперечисленного, была разработана рецептура приготовления буровых растворов для проведения исследования:

1-ая рецептура: Полимерный меловой раствор плотностью 1,1 г/см 3 . СаСO3 10%; Duovis 0,5%; Рас HV 0,2%; Рас LV 0,1%.

2-ая рецептура: Полимерный меловой раствор плотностью 1,1 г/см 3 . СаСO3 10%; Duovis 0,5%; Рас HV 0,2%; Рас LV 0,1%; жидкое стекло 3%.

3-ая рецептура: Полимерный раствор плотностью 1,1 г/см 3 . Duovis 0,5%; Рас HV 0,2%; Рас LV 0,1%; жидкое стекло 3%.

Используемые приборы: весы рычажные ВРП-1, СНС-2, ВСН-3, пресс фильтр OFITE.

Для оценки зависимости реологии от дисперсности бурового раствора были приготовлены следующие составы бурового раствора с содержанием мела: 5/10/50/100 мкм.

Основные результаты

В ходе исследования была получена зависимость реологических параметров бурового раствора с различными наполнителями (см. таблица 1).

 

Таблица 1 – Зависимость реологических параметров бурового раствора от дисперсности наполнителя

Наполнитель МК		5 мкм	10 мкм	50 мкм	100 мкм
Скорость сдвига, об/мин	200	110	105	105	105
	300	130	120	119	120
	400	145	132	132	130
	600	175	160	160	161
Водоотдача, см3/30мин.		9	7	7	7
СНС 60 сек., Па		14	13,3	13,2	13
СНС 10 мин., Па		15	13,5	13,4	13,2
Пластическая вязкость, мПа·с		20	18	18,3	18,1
ДНС, Па		13,94	13,12	12,89	12,89

 

Как видно из экспериментальных данных, мел с размером частиц 5 мкм наиболее сильно влияет на реологические параметры бурового раствора.

Буровой раствор с мелкодисперсным составом (МК-5 и МК-10), размеры частиц которого во много раз меньше порового пространства хорошо проницаемых горных пород, не способен создать низкопроницаемый барьер. Частицы, сопоставимые с размерами проницаемых каналов либо в несколько раз их превышающие, создают низкопроницаемую корку, скорость фильтрации через которую со временем стремится к нулю.

Для оценки изменения прочностных характеристик горных пород фракциями различного размера был проведен эксперимент по фильтрации бурового раствора на модели горной породы (см. рисунок 2). Размер пор песчаной модели .

Буровые растворы с фракциями 5 мкм, 10 мкм, 50 мкм и 100 мкм поочередно фильтруются через песчаную модель. Для расчета скорости фильтрации контролируется время и объём фильтрата (см. рисунок 3). По значениям скорости фильтрации было установлено время образования низкопроницаемой корки [4].

Рис. 2 – Песчаная модель горной породы, помещенная в фильтр-пресс до испытания

Рис. 3 – Объём фильтрата растворов с различными фракциями в зависимости от времени

Рис. 4 – Фильтрация раствора с МК-5 без давления  (а), фильтрация под давлением (б)

 

По причине сверхпроницаемости песчаной модели фильтрация начинается при атмосферном давлении (см. рисунок 4) [6], [7]. Результаты эксперимента фильтрации, проведенного при атмосферном давлении, отличаются от результатов фильтрации под давлением. Дело в том, что размер пор песчаной модели намного больше наполнителя МК-5. Поэтому при фильтрации под давлением наполнитель МК-5 полностью проходит через поры песчаной модели и выходит наружу. Модели горных пород, отражающие фильтрацию под давлением, представлены на рисунке 5.

Рис. 5 – Модели горной породы после фильтрации раствором с разной фракцией мела: МК-5 (а), МК-10 (б), МК-50 (в), МК-100 (г)

 

 По экспериментальным данным фильтрации растворов с различными фракциями под давлением 7 атм. или 0,7 МПа [10] можно сделать следующие выводы:

• самой низкой скоростью фильтрации и минимальным объемом фильтрата обладает раствор с содержанием МК-100 мкм. Это свидетельствует высокой скорости оседания частиц. Как видно на рисунке 5, образовалась самая толстая фильтрационная корка, по сравнению с другими образцами;
• самый высокий уровень фильтрации демонстрирует раствор с содержанием МК- 5 мкм. Частицы размером во много раз меньшие размеров каналов не блокируют поровое пространство, не вызывают кольматирующего эффекта;
• растворы с содержанием мела фракции размером 10 мкм и 50 мкм демонстрируют приблизительно одинаковый уровень фильтрации. Момент резкого снижения скорости фильтрации происходит в одно время – период образования низкопроницаемой корки одинаков.

Заключение

Объединяя результаты испытаний на фильтрацию бурового раствора через насыпную модель горной породы можно сделать следующие выводы. При высокой величине фильтрации бурового раствора порода переувлажняется. Следствием этого является снижение прочностных характеристик горной породы путем вымывания раствором. Однако, при равномерном распределении кольматирующих частиц раствора в горной породе возникает низкопроницаемая корка, которая способствует увеличению прочностных характеристик.

Разработанная методика влияния фильтрата бурового раствора на устойчивость ствола скважины, позволит проектировать профили наклонно направленных и горизонтальных скважин. Подбор оптимального состава кольматирующих частиц в буровом растворе поспособствует снижению осложнений и аварий в процессе бурения.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Шарова О.Ю. Методики подбора комплексных сухих смесей кольматантов для предупреждения и ликвидации зон осложнений / О.Ю. Шарова, А.Ф. Галиев, А.В. Самыскин и др. // Территория Нефтегаз. №5. 2012. - С.34-37.
2. M-I SWACO, группа «Шлюмберже», Системы растворов и реагентов для бурения // Решения для бурения - Редакция 6, 2014
3. Вашкевич А.А. Развитие подходов комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» / А.А. Вашкевич, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко, А.С. Бочков // Нефтяное хозяйство-№12, 2016, - С. 16-19.
4. Овчинникова В.П. Справочник бурового мастера / В.П. Овчинникова, С.И. Грачёва, А.А. Фролова. М.:Инфра-Инженерия, 2006. - 608 с.
5. Voitenko V.S. / Applied geomechanics in drilling. - Oxford IBH Publishing Co. PVT Ltd. New delhi, Bombay, Calcutta, 1995.
6. Даныш Д.В. Расчет скорости сужения ствола скважины в пластичныхпородах / Д.В. Даныш, Е.Г. Леонов, Б.С. Филатов // Нефтяное хозяйство-№ 6 . - С. 9-12.
7. Киреев A.M. Разработка и исследование технологий и технических средств управления горным  давлением  при  строительстве  скважин: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.15 - Тюмень, 2002. - 195 с.
8. Змеев Ю.В. Выбор ингибирующего бурового раствора в системе «буровые растворы» при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Бурение и нефть - №1, 2011.
9. Карев В.И. Определение деформационных и прочностных свойств горных пород применительно к баженовским отложениям // «Технологии ТЭК», № 3 (22), 2005, - С. 17-21.
10. Лехницкий С.Г. Определение напряжений в упругом изотропном массиве вблизи вертикальной цилиндрической выработки круглого сечения //Изв. АН СССР, ОПТ. - 1938. - № 7.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Sharova O.Yu. Methods for the selection of complex dry mixtures of colmatants for the prevention and elimination of zones of complications / O.Yu. Sharova, A.F. Galiev, A.V. Samyskin and other // Territory Neftegaz. No. 5. 2012. - P.34-37. [in Russian]
2. M-I SWACO, Schlumberger Group, Drilling Fluid and Reagent Systems // Drilling Solutions - Edition 6, 2014[in Russian]
3. Vashkevich A.A. Development of integrated geomechanical modeling approaches at PJSC Gazprom Neft / A.A. Vashkevich (PJSC Gazprom Neft), V.V. Zhukov, Yu.V. Ovcharenko, A.S. Bochkov (Gazpromneft STC LLC)// Oil Industry-№12, 2016, - P. 16-19. [in Russian]
4. Ovchinnikova V.P. Handbook of the drill master / V.P. Ovchinnikova, S.I. Gracheva, A.A. Frolova. M.: Infra-Engineering, 2006. - 608 p. [in Russian]
5. Voitenko V.S. / Applied geomechanics in drilling. - Oxford IBH Publishing Co. PVT Ltd. New delhi, Bombay, Calcutta, 1995.
6. Danish D.V. Calculation of the rate of narrowing of the wellbore in plastic rocks / D.V. Danysh, E.G. Leonov, B.S. Filatov // Oil industry-№ 6. - P. 9-12. [in Russian]
7. Kireev A.M. Development and research of technologies and technical tools for managing rock pressure during well construction: Dis. ... cand. tech. Sciences: 25.00.15 - Tyumen, 2002. - 195 p. [in Russian]
8. Zmeev Yu.V. The choice of inhibitory drilling fluid in the system "drilling fluids" in the construction of wells in OJSC "Surgutneftegas" // Drilling and oil - No. 1, 2011. [in Russian]
9. Karev V.I. Determination of the deformation and strength properties of rocks as applied to Bazhenov deposits / V.I. Karev, Yu.F. Kovalenko, K.B. Ustinov // “Technologies of the Fuel and Energy Complex”, No. 3 (22), 2005, - P. 17-21. [in Russian]
10. Lekhnitsky S.G. Determination of stresses in an elastic isotropic array near a vertical cylindrical working of circular cross section // Izv. USSR Academy of Sciences, OPT. - 1938. - №. 7. [in Russian]