ON THE CAUSES AND MECHANISM OF DETERIORATION OF THE PROPERTIES OF DRILLING MUD WHEN DRILLING WELLS IN THE INTERVALS OF WATER-SATURATED LAYERS OF JURASSIC SEDIMENTS AT THE UZEN AND KARAMANDYBAS FIELDS

Yuriy Anatolievich Bulda; Юрий Анатольевич Булда; Булда Юрий Анатольевич; Ruslan Victorovich Jalishev; Руслан Викторович Джалишев; Джалишев Руслан Викторович; Rustem Zhalgasuly Kuatov; Рустем Жалғасұлы Қуатов; Куатов Рустем Жалгасулы; Serik Abylayevich Primbetov; Серик Абылаевич Примбетов; Примбетов Серик Абылаевич; Berikbay Mailybaiuly Otebay; Берiкбай Майлыбайұлы Өтебай; Отебай Берикбай Майлыбайулы; Orak Kuangaliyevich Sarbopeyev; Орақ Қуангалиевич Сарбопеев; Сарбопеев Орак Куангалиевич

doi:10.54859/kjogi108764

ON THE CAUSES AND MECHANISM OF DETERIORATION OF THE PROPERTIES OF DRILLING MUD WHEN DRILLING WELLS IN THE INTERVALS OF WATER-SATURATED LAYERS OF JURASSIC SEDIMENTS AT THE UZEN AND KARAMANDYBAS FIELDS

Authors: Bulda Y.A.¹, Jalishev R.V.¹, Kuatov R.Z.¹, Primbetov S.A.¹, Otebay B.M.², Sarbopeyev O.K.¹
Affiliations:
1. Branch of LLP “KMG Engineering” “KazNIPImunaigaz”
2. Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»
Section: Original studies
URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/108764
DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108764
ID: 108764

Cite item

Abstract

Цель:

Целью научно-исследовательской работы, описанной в настоящей статье, является установление причин и механизма ухудшения технологических свойств бурового раствора, которое имеет место быть в динамических и статических условиях при бурении скважин на месторождениях Узень и Карамандыбас в интервалах залегания пород юрского возраста, насыщенных высокоминерализованными жёсткими пластовыми водами.

Методы:

Для достижения цели настоящей работы использовано два метода исследований:

экспертно-аналитическая оценка физико-химических процессов, происходящих в стволе бурящихся скважин в конкретных статических условиях месторождений Узень и Карамандыбас;
лабораторно-экспериментальные исследования, результаты которых полностью подтвердили экспертно-аналитические оценки.

Результаты:

В результате проведённого комплекса исследовательских работ выявлено, что существенное ухудшение технологических свойств бурового раствора, находящегося в статическом состоянии в открытом стволе скважин в интервалах залегания пластов юрского возраста на месторождениях Узень и Карамандыбас, содержащих высокоминерализованные пластовые воды с высокой жёсткостью, происходит вследствие двустороннего диффузионного и осмотического массопереносов между буровым раствором в стволе скважины и пластовой водой в приствольной зоне скважины, возникающих из-за разницы в их минерализациях.

Выводы:

Результаты проведённых работ с учётом того, что ни одна из до сих пор применявшихся на данных месторождениях систем бурового раствора, не проявила устойчивости против агрессии пластовых вод, одной из наиболее актуальных задач в бурении скважин на этих месторождениях является разработка системы бурового раствора, обладающего не только высокой ингибирующей способностью, низкой фильтрацией, удовлетворительной реологией и другими необходимыми технологическими свойствами, но и высокой степенью устойчивости к солевой и кальциево-магниевой агрессии пластовых вод, что позволит в полной мере сохранять указанные свойства вплоть до завершения бурения скважины и, следовательно, повысить качеств строительства скважин и снизить затраты на восстановление свойств бурового раствора, утраченных в результате вышеупомянутой агрессии.

Keywords

Deposit, well, formation water, drilling, drilling mud, technological properties, aggression, diffusion, osmosis, mass transfer.

Full Text

Введение

Типичным явлением в процессе бурения скважин на месторождениях Узень и Карамандыбас является то, что при восстановлении циркуляции бурового раствора после её длительных остановок для проведения геофизических исследований скважин, спуско-подъёмных операций или ремонта бурового оборудования, из интервалов залегания водоносных пластов продуктивных юрских отложений наблюдается вымыв на поверхность вязких забойных пачек раствора. Эти пачки, как правило, обладают высокими вязкостными, реологическими и фильтрационными параметрами, значительно отличающимися от остального бурового раствора, находящегося в циркуляции, что требует либо их сброса (вывода из циркуляции), либо дополнительной химобработки для выравнивания свойств указанных пачек и остального циркулирующего раствора.

Среди различных специалистов распространённым мнением является то, что эти пачки образуются в результате водопроявлений, сопровождающихся отрицательным влиянием пластовых вод юры на технологические свойства буровых растворов.

Однако, в большинстве случаев длительных остановок циркуляции в интервалах юрских отложений с последующим возобновлением циркуляции и вымывом из этих интервалов вязких пачек бурового раствора, не наблюдается прироста его объёма в циркуляционной системе, т.е. не отмечается основного первичного признака водопроявлений.

Что является причиной образования забойных пачек бурового раствора с ухудшенными параметрами в юрских отложениях при отсутствии фиксации водопроявлений и каков механизм этого явления – рассмотрим ниже.

Экспертно-аналитическая оценка

Для ответа на вышезаданные вопросы необходимо сравнить представленные в таблице 1 физико-химические характеристики юрских пластовых вод месторождений Узень и Карамандыбас с характеристикой дисперсионной среды (водной фазы) типового бурового раствора, применяемого на данных месторождениях, а затем обратиться к законам массопереноса, известным из ряда источников по физической и коллоидной химии и технологии буровых растворов, в том числе в [1-6].

Таблица 1. Основные физико-химические свойства пластовой юрской воды месторождений Узень и Карамандыбас и дисперсионной среды (водной фазы) применяемых буровых растворов

Вид Водной Среды	Плотность при 20°С, г/см³	рН	Содержание ионов (основных), мг/л				Общая минерализация, мг/л	Тип воды по Сулину	Активность
Вид Водной Среды	Плотность при 20°С, г/см³	рН	Cl^-	Ca²⁺	Mg²⁺	Na⁺+ K⁺	Общая минерализация, мг/л	Тип воды по Сулину	Активность
Пластовая юрская (усреднённо)	1,11*	6,7	90 000*	10 000*	2 000*	48 000*	150 000*	Хлоридно-кальциевая	≈ 0,890
Водная фаза бурового раствора (усреднённо)	1,02	±8,5	≤ 4 000	≤ 300	≤ 100	≤ 2 500	≤ 7 000	Хлоридно-натриево-кальциевая	≈ 0,995

Примечание: * Для промытых, заводнённых участков изначально нефтенасыщенных пластов в продуктивных юрских отложениях характерны меньшие значения содержания ионов в пластовой воде и её плотности, зависящие от вида нагнетаемой воды и степени промытости пластов.

В процессе бурения скважины буровой раствор контактирует с водонасыщенными пластами юрских отложений, при этом его дисперсионная среда (водная фаза) взаимодействует с пластовыми водами этих отложений по двум законам диффузионного и осмотического массопереносов:

1) Диссоциированные в дисперсионной среде бурового раствора и в пластовых водах ионы солей, указанные в таблице 1, диффундируют (перемещаются) из среды с их большей концентрацией (из пластовых вод) в среду с меньшей концентрацией (в водную фазу бурового раствора). Это перемещение ионов продолжается во времени вплоть до выравнивания (эквализации) концентраций ионов в пластовой воде в приствольной зоне пласта и в водной фазе бурового раствора.

2) Вследствие разницы в активности дисперсионной среды бурового раствора и пластовых вод, величина которой обратна суммарной концентрации растворённых в них солей, а также благодаря наличию на внешней и внутренней поверхностях пласта фильтрационной корки, играющей роль полупроницаемой перегородки, между буровым раствором и рассматриваемыми пластовыми водами возникает осмотический перепад давления, дополнительный к тому, который существует в виде статического и динамического противодавления бурового раствора на пласт. Под действием осмотического перепада давлений растворитель дисперсионной фазы бурового раствора (пресная вода) перемещается из раствора пласт, насыщенный минерализованной водой.

На рисунке 1 схематически иллюстрируются оба описанных процесса массопереноса, происходящих в интервалах залегания водонасыщенных пластов юры с соответствующей минерализацией пластовых вод.

Рисунок 1. Схема диффузионного и осмотического массопереносов между дисперсионной средой типового бурового раствора, применяемого на месторождениях Узень и Карамандыбас, и пластовыми водами юрских отложений этих месторождений

Необходимо, однако, оговориться, что в процессе углубления или промывки ствола скважины циркулирующим буровым раствором вышеописанные процессы диффузионного и осмотического массопереноса протекают с объёмной скоростью, гораздо меньшей объёмной скорости движения раствора по затрубному пространству, а локально образующиеся порции раствора с изменённым ионным составом быстро смешиваются в циркулирющем потоке со всем остальным раствором. К тому же, на практике буровой раствор, находящийся в циркуляции, по мере углубления скважины постоянно-периодически подвергается кондиционированию путём его химобработки, разбавления и пополнения свежими порциями раствора. Вследствие этого влияние процессов диффузионного и осмотического массопереносов на свойства находящегося в динамике (циркулирующего) бурового раствора не всегда фиксируются визуально или в результате лабораторного тестирования в полевых условиях.

Иная картина наблюдается, когда буровой раствор находится в интервалах залегания водоносных пластов юры в статическом состоянии в течение длительного времени, не менее нескольких часов. В этих условиях и за это время все процессы массообмена между пластовой водой и ограниченным объёмом бурового раствора, статично находящимся против указанных пластов, успевают завершиться эквализацией концентрации ионов во взаимодействующих жидкостях, в результате чего минерализация и общая жёсткость дисперсионной среды бурового раствора резко возрастают, особенно в интервалах присутствия высокоминерализованных жёстких юрских пластовых вод. В то же время каждый из ключевых компонентов буровых растворов, применяющихся сейчас на месторождениях Узень и Карамандыбас, имеет определённый порог своей физико-химической совместимости по концентрации с катионами Ca⁺⁺ и магния Mg⁺⁺, формирующими общую жёсткости дисперсионной среды. Выше этого порога с компонентами раствора происходят различные негативные изменения в их свойствах, вплоть до деструкции и потери функциональности.

Основываясь на данных таблицы 1, можно оценить теоретическую результирующую суммарную концентрация катионов Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺ в дисперсионной среде бурового раствора, находящегося в статическом состоянии против водоносного юрского пласта, которая после полного окончания процесса диффузионного и осмотического массопереноса может составить от 6500 мг/л до 12 000 мг/л. Теоретическая результирующая концентрация соли NaCl в дисперсионной среде бурового раствора после полного диффузионно-осмотического взаимодействия с юрской пластовой водой может составить от 64 223 мг/л до 122 000 мг/л.

В таблице 2 представлен базовый (по ключевым компонентам) состав ингибирующего бурового раствора, применяемого в настоящее время на месторождениях Узень и Карамандыбас для бурения скважин в интервалах залегания меловых и юрских отложений, с указанием порога общей жёсткости дисперсионной среды раствора, при которой начинаются необратимые негативные изменения свойств его компонентов.

Сопоставление пороговых значений совместимости по общей жёсткости дисперсионной среды бурового раствора для различных его компонентов, показанных в таблице 2, с вышеприведенными расчётными результирующими концентрациями катионов кальция и магния в этой среде, показывает, что при диффузионно-осмотическом взаимодействии бурового раствора с крайне жёсткой юрской пластовой водой ни один из компонентов раствора, как и раствор в целом, не выдерживает столь жёсткой кальциево-магниевой агрессии. Кроме того, дополнительное увеличение минерализации водной фазы бурового раствора за счёт диффузионного прироста содержания NaCl в 10-19 раз, интенсифицирует процессы гелеобразования, флокуляции, коагуляции и деструкции компонентов внутри системы. Помимо осмотического явления под воздействием противодавления, оказываемого на горные породы столбом бурового раствора в статическом режиме, происходит постепенное отфильтровывание его водной фазы в проницаемые пласты. Всё это в комплексе приводит к увеличению вязкости, реологических и фильтрационных параметров всего объёма бурового раствора, находящегося в интервалах пластов, насыщенных этими водами.

Таблица 2. Пороговые значения содержания катионов Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺ в водной фазе типового бурового раствора для совместимости с ней базовых компонентов раствора

Характеристика компонента	Основные компоненты типового бурового раствора
Характеристика компонента	Полианионная Целлюлоза	Оптитрол	Ингидол Б	Стабилайт II	Компонент акрилового ряда	Глинистая составляющая твёрдой фазы
Функциональное назначение	Снижение фильтрации (водоотдачи) раствора	Ингибирование гидратации активных глин		Стабилизация неустойчивых сланцев	Инкапсуляция глинистого шлама, частичное снижение фильтрации	Структуро-образование, глинизация стенок скважины, частичный набор удельного веса, снижение фильтрации
Пороговая общая жёсткость водной фазы, выше которой происходит потеря фукциональности или деструкция компонента, мг/л	1 500 – 2 500 (в зависимости от характеристик полимера)	400	Нет данных	400	200	200-400 (в ависимости от вида глинистых минералов)
Изменение состояния, свойств и функциональности компонента и цельного бурового раствора при повышении общей жёсткости среды выше пороговой	Снижение стабильности и резкое повышение фильтрации раствора в результате разрушения полимерных цепочек и деструкции полимера	Гелеобразование, потеря функциональности (ингибирующей способности)	Нет данных	Потеря водорастворимости и функциональности	Коагуляция полимера, образование гелей, потеря функциональности	Флокуляция и коагуляция глинистой фазы, повышение вязкости системы, повышение фильтрации раствора

Таким образом, вышеизложенная экспертно-аналитическая оценка позволяет объяснить, что ухудшение параметров бурового раствора, находящегося в статическом состоянии в интервалах вскрытых водонасыщенных пластов юры даже при отсутствии признаков водопроявления, происходит вследствие диффузионных и осмотических массопереносов между пластовыми водами и буровым раствором, приводящим к существенному росту минерализации и общей жёсткости сравнительно пресной дисперсионной среды (водной фазы) бурового раствора, что, в свою очередь, приводит к сложным физико-химическим процессам гелеобразования, флокуляции и коагуляции различных компонентов бурового раствора, вплоть до их деструкции и потери функциональности, и в конечном итоге – к образованию в этих интервалах пачек бурового раствора с ухудшенными вязкостными, реологическими и фильтрационными параметрами.

Лабораторно-экспериментальные работы и их результаты

С целью экспериментального подтверждения вышеизложенной экспертно-теоретической оценки были поставлены специальные лабораторно-экспериментальные работы, заключавшиеся в следующем:

Из двух разных скважин (№ 7557 и № 5621), бурившихся в продуктивной зоне на месторождении Узень, при текущей глубине 1280 м и 1640 м соответственно, были отобраны пробы рабочих буровых растворов, основные параметры которых приведены ниже в таблице 3.

В лаборатории приготавливалась модель юрской пластовой воды с использованием хлоридов натрия, кальция и магния сорта ХЧ, которые брались в определённом количестве и соотношении, соответствовавшими ионно-солевому составу моделируемой пластовой воды по основным катионам (Na⁺. Ca⁺⁺, Mg⁺⁺) и анионам Cl^-. Свойства приготовленной модели пластовой воды представлены в таблице 3.

Таблица 3. Свойства модели пластовой юрской воды

Содержание ионов, мг/л

Общая жёсткость по Ca⁺⁺, мг/л

pH

Плотность,

г/см³

Cl^-

Ca⁺⁺

Mg⁺⁺

K^- + Na^-

86 720,3

9 841,2

2 696,1

39 760

14 256

7,6

1,09

Была создана трёхслойная модель участка открытого ствола скважины, пробуренного в проницаемом водонасыщенном пласте. Каркас модели составлял пластиковый стакан диаметром 8,5 мм и высотой 110 мм, образующая (боковая стенка) которого была густо перфорирована сквозными отверстиями диаметром от 1 до 3мм. Наружная боковая поверхность по всему периметру стакана обтягивалась плотной фильтровальной бумагой, а поверх неё – мелкой металлической сеткой размером 200 меш. Затем эта трёхслойная конструкция для её прочности и плотности контакта между слоями была стянута в верхней, средней и нижней частях тремя металлическими кольцевыми хомутами. Торцы нижних границ боковой стенки стакана, фильтровальной бумаги и металлической сетки были герметизированы силиконом с целью недопущения протечек и прямого контакта между образцом бурового раствора и моделью пластовой воды.

Испытуемый образец бурового раствора ёмкостью 500 мл помещался в стакан-модель участка ствола скважины (рисунок 2).

Рисунок 2. Стакан-модель участка открытого ствола скважины с помещённым в неё образцом бурового раствора

Стакан с находящимся в нём образцом бурового раствора выдерживался на дневной поверхности в течение 30 мин для образования фильтрационной корки на внутренней поверхности фильтровальной бумаги. Таким образом формировалась 3-слойная модель полупроницаемой цилиндрической перегородки.

Затем стакан с образцом бурового раствора помещался в чашу с моделью пластовой воды так, чтобы поверхность воды была примерно на 1-2 мм ниже поверхности испытуемого раствора (рисунок 3). В таком виде образец оставлялся в статическом состоянии при комнатной температуре в чаше с моделью пластовой воды на 24 часа. При этом, как было отмечено выше, прямой контакт образца бурового раствора с моделью пластовой воды был исключён.

Рисунок 3. Стакан-модель участка ствола скважины с образцом бурового раствора, помещённая в чашу с моделью пластовой воды

Иными словами, было осуществлено моделирование нахождения в статическом состоянии пачки бурового раствора в стволе скважины со сформировавшейся фильтрационной коркой против пласта, насыщенного пластовой юрской водой, при условии исключения прямого контакта между этими двумя жидкостями и обеспечения их взаимодействия только через слои фильтра и фильтрационной корки.

Спустя 24 часа чаша с моделью пластовой воды и помещённым в неё стаканом обследовались визуально, после чего стакан с образцом бурового раствора извлекался из чаши, а сам раствор для определения его реологических характеристик медленно и осторожно переливался в стакан 6-скоростного вискозиметра.

При этом наблюдалось следующее:

Уровни воды в чаше и бурового раствора в стакане не изменились, что свидетельствует об отсутствии непосредственного перетока жидкостей в обоих направлениях. Тем не менее, вода в чаше получила слегка коричневатый окрас, свидетельствующий о частичном диффузионном массопереносе тёмноокрашенных компонентов бурового раствора (Оптитрол и Стабилайт II) из раствора в воду (рисунок 4).
При переливании раствора в стакан вискозиметра серединная часть раствора (сердцевина образца) диаметром примерно 3-3,5 см была с повышенной вязкостью, но имела некоторую подвижность и сливалась почти до достижения дна стакана-модели. Пристенный же слой раствора толщиной примерно 2,5 см имел гелеобразную неподвижную структуру и не выливался из стакана-модели (рис. 5).

Рисунок 4. Чаша с моделью пластовой воды и погружённым в неё стаканом с образцом бурового раствора после 24-часовой выдержки образца в среде модели пластовой воды

Рисунок 5. Состояние образца бурового раствора в стакане после 24-часовой выдержки в среде модели пластовой воды

Поскольку измерить реологические показатели сердцевинной и периферийной частей образца раствора раздельно не представлялось возможным из-за малого объёма первой из них и гелеобразной структуры второй, обе части были перемешаны между собой с помощью лабораторной мешалки. Тем самым моделировалось смешение разных слоёв загустевшей пачки бурового раствора при восстановлении циркуляции в стволе скважины. Затем проводились измерения реологических показателей раствора, его водоотдачи, рН, общей жёсткости фильтрата и содержания в нём хлор-ионов. Данные по этим показателям в сравнении с данными исходных образцов бурового раствора представлены в таблице 4.

Таблица 4. Свойства бурового раствора в образцах до и после их 1-суточного контакта с моделью пластовой воды через составную полупроницаемую перегородку

№ Образца	1		2
Месторождение/номер скважины	Узень/7557		Узень/5621
Дата отбора пробы	28.06.2022		20.07.2022
Текущая глубина скважины, при которой отобрана проба, м	1 280		1 640
Свойства раствора в образце:	До выдержки в среде модели пластовой воды	После выдержки	До выдержки в среде модели пластовой воды	После выдержки
Дата тестирования образца	01.07.2022	02.07.2022	29.07.2022	30.07.2022
Фактический удельный вес (плотность) раствора, г/см³	1,27	1,28	1,39	1,40
Условная вязкость, с	55	н/з*	55	н/з*
pH	9,30	8,13	9,06	8,25
Пластическая вязкость (PV), сП	19	16	23	23
Предельное динамическое напряжение сдвига, (ДНС), фунт/100 кв. фут	11	78	13	144
Предельное статическое напряжение сдвига (СНС) за 10 сек/10 мин, фунт/100 кв. фут	3 / 8	20 / 46	4 / 20	35 /52
Фильтрат (водоотдача), мл/30 мин	6,2	13,2	7,2	11,4
Общая жёсткость фильтрата по Ca⁺⁺, мг/л	280	540	180	700
Хлориды, мг/л	3 200	12 000	4 000	11 000

Примечание: *н/з – не поддаётся измерению

Из таблицы 4 следует, что в результате процессов диффузионного и осмотического массообменов между моделью пластовой воды и водной фазой буровых растворов в вышеописанных статических условиях эксперимента минерализация (хлоридность) и общая жёсткость (по Ca⁺⁺) водной фазы растворов возросли до 3 и более раз, что привело к резкому росту условной вязкости, предельных значений динамического и статического напряжений сдвига и фильтрата (водоотдачи). Это в полной мере подтверждает нашу экспертно-аналитическую оценку, данную в разделе 1 настоящей статьи.

Заключение и выводы

Таким образом, выполненный экспертный анализ позволил раскрыть и оценить причины и механизм существенного ухудшения технологических свойств бурового раствора, находящегося определённое количество времени в статическом состоянии в открытом стволе в интервалах естественно водонасыщенных иди искусственно обводнённых пластов юрского возраста на месторождениях Узень и Карамандыбас, содержащих высокоминерализованные пластовые воды с высокой жёсткостью. А результаты проведённых лабораторно-экспериментальных работ подтвердили промысловые наблюдения и экспертную оценку их причин, данную авторами настоящей статьи.

Кардинальным путём, полностью решающим проблему отрицательного воздействия на буровой раствор высокоминерализованных с высокой жёсткостью пластовых вод юры и, как следствие, образования забойных пачек раствора с ухудшенными технологическими свойствами, является применение буровых растворов, устойчивых против солевой и кальциево-магниевой агрессии в пределах и даже с превышением тех концентраций агрессивных ионов, которые характерны для пластовых вод, указанных в таблице 1. Однако, многолетняя практика применения различных систем буровых растворов на месторождениях Узень и Карамандыбас показала, что ни одна из них не проявила устойчивости против агрессии пластовых вод, из-за чего образование забойных пачек бурового раствора с ухудшенными параметрами продолжает иметь место.

Поэтому одной из наиболее актуальных задач в бурении скважин на названных месторождениях является разработка системы бурового раствора, обладающего высокой ингибирующей способностью, низкой фильтрацией, удовлетворительной реологией и другими необходимыми технологическими свойствами, зафиксированными не только по результатам стандартных лабораторных испытаний, но и в полной мере сохраняющимися в условиях солевой и кальциево-магниевой агрессии, описанной выше.