ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ВЛИЯНИЕ НАЛИЧИЯ КОЛЬМАТАНТА НА ИХ ФИЛЬТРАТООТДАЧУ

INVESTIGATION OF DRILLING FLUID COMPOSITIONS AND THE EFFECT OF THE PRESENCE OF COLMATANT ON THEIR FILTRATION

Shamil Iskanderov

student, Department of Oil and Gas Drilling, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Были исследованы 10 составов буровых растворов, применяемых на месторождениях Западной Сибири.

Фильтрационная характеристика данных составов тестировалась на керновом материале. Важной характеристикой являлось значение коэффициента восстановления проницаемости, равное отношению проницаемости кернового материала после воздействия бурового раствора к его первичной проницаемости.

ABSTRACT

10 compositions of drilling fluids used in the fields of Western Siberia were studied.

The filtration characteristics of these compositions were tested on core material. An important characteristic was the value of the permeability recovery coefficient, equal to the ratio of the permeability of the core material after exposure to drilling mud to its primary permeability.

Ключевые слова: буровые растворы, водоотдача, исследование.

Keywords: drilling fluids, water recovery, research.

Существует три вида фильтрации: статическая (возникает при случае, когда буровой раствор неподвижен в скважине), динамическая (возникает при движении раствора и омывании стенок) и забойная (мгновенная) (возникает в момент разбуривания породы при моментальном проникновении раствора в горную породу).

Динамическая фильтрация проходит через создаваемую на стенках глинистую корку. Её размер возрастает до момента, пока не установится равновесие между текущим раствором и неё, т.е. при скорости образования глинистой корки равной скорости её разрушения. При этом статическая фильтрация снижается при увеличении корки, тогда как динамическая постоянна при достижении корки своей предельной толщины. Таким образом, когда подразумевается необходимость снижения фильтрации раствора, в первую очередь говорят именно о динамической фильтратоотдачи. При этом необходимо также бороться и с чрезмерным увеличением толщины корки на стеках, так как при её некотролируемом росте могут произойти следующие осложнения:

1. Возникновение локальных сужений ствола скважины, что приводит к росту гидравлических сопротивлений заколонного пространства;
2. Движение бурильного инструмента через суженный участок приводит либо к свабированию, либо к поршневанию, что может привести к негативным эффектам вплоть до возникновения гидроразрыва;
3. Возрастает вероятность возникновения дифференциального прихвата вследствие увеличения площади контакта инструмента с глинистой коркой;
4. Уменьшается вероятность успешного цементирования скважины, зависящего от степени сцепления цементного камня как с колонной, так и с горными породами;
5. Снижается продуктивность скважины вследствие перекрытия проницаемых пор коркой и существенной фильтрацией жидкости вглубь пласта.

Как было отмечено выше, проникновение фильтрата бурового раствора в глинистые породы приводит к их набуханию и диспергированию. Радиус проникновения фильтрата в пласты пропорционален квадратному корню величины фильтратоотдачи, поэтому данная величина сама по себе слабо влияет на глубину проникновения. Гораздо важнее решение проблемы кольматирования пласта твердой фазой бурового раствора и снижения проницаемости и пористости из-за создаваемой корки.

Один из возможных вариантов корректировки фильтрации дисперсионной среды бурового раствора – увеличение вязкости фильтрата, что приводит к уменьшению количества отфильтровываемого раствора. Стоит отметить, что в условиях бурения на существенных глубинах вязкость наоборот снижается вследствие высокой температуры.

Регулировать фильтрацию возможно увеличением содержания коллоидной твердой фазы в растворе и обработкой реагентами для снижения фильтрации, которые как повышают вязкость фильтрата, так и снижают толщину глинистой корки и её проницаемость. Однако у данных явлений есть и обратная сторона – всё это приводит к росту вязкости при высоких скоростях сдвига и существенно снижает механическую скорость бурения.

Ещё один возможный способ снижения фильтрации – добавление небольшого количества нефти (до значений порядка 5% от общего объёма), что приводит к образованию глобул и эмульсионной структуры. Попадание нефти на глинистую корку снижает её проницаемость посредством гидрофобизации проницаемого пространства.

Согласно результатам исследований, наибольший параметр коэффициента восстановления проницаемости керна одного из месторождений Западной Сибири достигается при применении бурового раствора «MAX FLOW» с нефтерастворимым кольматантом. По данным исследований показателя скин-фактора определено, что нефтерастворимый кольматант обеспечил создание непроницаемой фильтрационной корки, что позволило достичь значительно меньшей зоны проникновения фильтрата бурового раствора. В свою очередь, низкое значение скин-фактора после фильтрации бурового раствора «MAX FLOW» свидетельствует о полном растворении кольматанта керосином при моделировании притока в скважину.

Особенности при фильтрационном исследовании бурового раствора с нефтерастворимым кольматантом:

– при исследовании данного бурового раствора в керн вошло малое количество фильтрата (0,22 порового объема, среднее значение по девяти исследованиям других буровых растворов составляет 0,49);

– без депрессии достигнуто высокое значение коэффициента восстановления проницаемости (51,6 %, среднее значение по девяти остальным растворам – 37,1 %);

– расчетная глубина проникновения фильтрата составила 3,8 см, при средней глубине проникновения по девяти остальным растворам – 8,2 см;

– значение коэффициента восстановления проницаемости существенно не отличается от такового для известных ингибированных БХКР, что, возможно, связано с недостаточной ингибирующей способностью фильтрата бурового раствора, с фракционным составом НК, а также с его содержанием в буровом растворе.

Однако в процессе исследования возникли следующие предположения, которые могут являться негативными факторами при применении данного нефтерастворимого кольматанта:

– в случае нефтепроявления кольматант может частично растворяться, в результате чего возможно слипание частиц кольматанта и его налипание на стенки скважины, бурильный инструмент и ситовые панели вибросит;

– снижение качества цементирования;

– искажение результатов гамма-каротажа.

Список литературы:

1. Гайдаров, А. М. Управление технологическими свойствами поликатионных буровых растворов / А. М. Гайдаров, Г. В. Конесев // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2021. – № 4(49). – С. 158-167.
2. Пантелюк, Р. А. К вопросу фильтрации бурового раствора в продуктивных горизонтах / Р. А. Пантелюк, Р. А. Мулюков // Материалы 72-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ : Материалы конференции. В 2-х томах, Уфа, 21–29 апреля 2021 года. – Уфа: УНПЦ "Издательство УГНТУ", 2021. – С. 112.
3. Шатровский, А. Г. Исследование работы КНБК для бурения по проектному профилю забойными двигателями в сложных условиях / А. Г. Шатровский // Инженер-нефтяник. – 2008. – № 1. – С. 21-23.