Открытая дискуссия: актуальные вопросы технологии буровых растворов для ГНБ
Актуальные вопросы технологии буровых растворов для ГНБ
В феврале 2020 года в рамках образовательной программы МАС ГНБ прошла открытая дискуссия по актуальным вопросам технологии буровых растворов для бестраншейного строительства трубопроводов по технологии ГНБ. Предлагаем краткую стенограмму дискуссии.
Участники:
Александр Клеймюк, технический директор ООО «Мад Мастер», г. Москва
Александр Коваленко, руководитель отдела продаж HDD & Mining (MI SWACO), г. Волгоград
Александр Нестеров, технический директор ООО «Реобент»
Вадим Елизаров, директор по развитию ООО «Альбрехта», МО, г. Люберцы
Иван Чимбель, директор ТОО «ЮВЕНК-СК», Казахстан, г. Петропавловск.
Ильдар Сагиров, главный специалист по техническому продвижению продуктов для ГНБ, ООО «Баулюкс», г. Альметьевск
Михаил Юдин, заместитель генерального директора ООО «Еврострой», г. Москва
Модератор:
Руслан Аминов, руководитель экспертной группы МАС ГНБ, инженер по буровым растворам ООО «Волгасервис», г. Казань
Тема 1: «Условная вязкость и ограничения использования высоковязких буровых растворов в ГНБ»
Александр Клеймюк, технический директор ООО «МАД МАСТЕР»:
– Условная вязкость – параметр бурового раствора, который не дает реальной информации о возможности раствора выносить шлам из скважины или удерживать его во взвешенном состоянии. И это многих вводит в заблуждение.
На рынке ГНБ представлено много бентонитовых смесей, в том числе серийных заводских марок, которые при замешивании дают очень высокую вязкость, густоту. Так производитель огромным количеством полимерных добавок маскирует некачественную бентонитовую глину, лежащую в основе продукта. Однако при тестировании на ротационных вискозиметрах эти смеси показывают посредственные результаты. ГНБ-подрядчики покупают их с ложными представлениями о качестве, так как полученный раствор очень густой, а ротационный вискозиметр имеют единицы. При использовании такого раствора возникают проблемы с нагрузками на вращение и удалением выбуренной породы из скважины.
На мой взгляд, такие продукты имеют ограниченную область применения – при строительстве коротких участков, и потребителей необходимо об этом предупреждать. На более протяженных и ответственных участках именно реология раствора (не вязкость!) должна быть высокой. Но при добавлении в высоковязкий раствор полимерных добавок с целью увеличить реологию раствора условная вязкость смеси поднимается еще выше. Что, в первую очередь, осложняет процесс приготовления бурового раствора (НСУ не перемешает), а во вторую – неминуемо приводит к повышенному давлению в скважине, разрыву пласта и появлению «грифонов» (ред. незапланированный выход бурового раствора).
Обсуждение:
Вадим Елизаров:
– Полностью согласен. Когда мы разрабатывали свой полимер-бентонит [Albrehta MV], мы ориентировались на премиальные зарубежные смеси. Но нас не устраивала их большая вязкость. Как показал наш опыт, бентониты, дающие избыточную вязкость, очень сложно использовать в «большом» бурении (ред. на установках класса Макси и Мега), так как такие густые растворы требуют слишком большое давление вытеснения, возникают «грифоны». Поэтому мы свой продукт MV позиционируем как средне-вязкий.
Иван Чембель:
– Я лично столкнулся с этим. На одном из объектов на стадии протягивании трубы у нас произошла авария. Хотя раствор был очень густой (120 секунд по воронке Марша) и мы были в нем уверены. Однако, когда раствор протестировали на ротационном вискозиметре, оказалось, что у него нет необходимого для работы в гравелистом песке уровня несущей способности (ДНС) и прочности геля (СНС).
Модератор:
– То есть, условная вязкость – ненужный и совершенно неинформативный показатель бурового раствора?
Ильдар Сагиров:
– Не совсем. Анализируя условную вязкость от замеса к замесу, подрядчик, не имея ротационного вискозиметра, может сделать приблизительный вывод о реологических параметрах бурового раствора. Но эти данные коррелируют только при условии, что подрядчик используют одну и ту же марку бентонита.
Александр Нестеров:
– Совершенно верно. Когда подрядчик работает на моем бентоните [Реобент], то по условной вязкости бурового раствора я практически точно, без дополнительного тестирования, могу предположить, какой в данном растворе уровень реологических характеристик. Проблема только, что зачастую у подрядчика даже воронки Марша нет.
Модератор:
– То есть, относительно высказывания Александра, о том, что бентонитовые смеси с избыточной вязкостью имеют ограничение только на коротких переходах, ни у кого возражений нет?
Михаил Юдин:
– Странно, что нет. В прошлом году на этой же площадке во время «баттла-2019» (ред.: сравнительное тестирование бентонитов) некоторые компании выступали за то, чтобы вязкость была как можно больше.
Модератор:
– Не совсем так. Участники тестирования бентонитов не стремились достичь высокой вязкости. Однако некоторые продукты демонстрировали избыточную вязкостью и никого это не смущало.
Павел Искоркин:
– Я полностью поддерживаю позицию Александра. Но мы упускаем еще один очень важный аспект проблематики растворов с избыточной вязкостью, а именно: растворы с более высокой вязкостью сложнее прокачиваются насосом высокого давления (НВД). То есть НВД значительно теряет свою производительность. И чем слабее насос, тем меньше у него шансов успешно прокачать густую смесь. Это одна из причин, по которой в Европе дешевые высоковязкие бентониты не находят себе применения.
Модератор:
– Интересная тема. В учебной программе MI SWACO раньше упоминалась зависимость между условной вязкостью и падением производительности НВД, а именно: увеличение вязкости прокачиваемой среды на одну секунду, относительно воды, снижает производительность НВД на 1%.
Александр Коваленко:
- Я, хоть и представляю MI SWACO, с этой зависимостью не согласен.
Модератор:
– Давайте вопрос поставим по-другому. Сможет ли гипотетический НВД прокачать раствор вязкостью 60 секунд с максимальной [заявленной в паспорте] производительностью 500 литров / минуту?
Вадим Елизаров:
– Конечно нет. Ресурс ограничен. На НВД стоит гидромотор строго определенной мощности. И напрячься сильнее, чем он уже напрягся, НВД не может. На сколько теряется производительность, не могу сказать. Но совершенно точно – производительность НВД при покачивании высоковязких растворов серьезно падает.
Тема 2: «Реальная актуальность показателя водоотдачи бурового раствора в ГНБ»
Иван Чимбель, директор ТОО «ЮВЕНК-СК»:
– В лаборатории мы привыкли видеть фильтрационную корку «на бумажке». Тем самым производители и поставщики компонентов бурового раствора демонстрируют нам, что при бурении в несвязных песчаных грунтах в результате давления на стенки скважины возникает фильтрационная корка, которая позволяет удержать хлипкий ствол горизонтальной скважины в стабильном состоянии. Но будет ли формироваться корка, если вместо фильтрационной бумаги в фильтр-пресс загрузить слой настоящего среднезернистого песка с реалистичными параметрами по пористости и водопроницаемости? Я провел такой эксперимент. Мой ответ – нет, не будет. Также не наблюдается реального отделения «свободной воды» от раствора и проникновение ее в слой грунта – уже при давлении 0,2-0,3 атмосферы (испытание на фильтровальной бумаге проводится при давлении 7,0 атмосфер) раствор без всякого разделения фаз проходит через слой песка. А проникновение «свободной воды», напомню, является основной проблемой бурения в несвязных грунтах, согласно теории буровых растворов. Так есть ли тогда смысл тестировать растворы на уровень фильтрации и анализировать фильтрационную корку «на бумажке»? И почему мы тестируем растворы при семи атмосферах, если в реальности на глубине 10 метров раствор давит на стенки скважины с усилием не более 0,3 атмосфер? И если смысла в тестировании на фильтр-прессе нет, тогда зачем мы тратим немалые средства на компоненты бурового раствора, основная задача которых – регулирование уровня фильтрации (например, PAC – полианионная целлюлоза)? По-моему, значение уровня фильтрации бурового раствора для ГНБ сильно преувеличено, как и преувеличено значение полимеров PAC.
Обсуждение:
Ильдар Сагиров:
– Я не считаю PAC бесполезным компонентом бурового раствора. На одном бентоните нереально сделать эластичную фильтрационную корку. Что же касается внутрискважинного давления, то для пульпы плотностью 1,2 кг/см3 данное давление будет все же не 0,3 атмосфер, а 1,2 атмосфер. Эксперимент специфический.
Иван Чимбель:
– Кстати, я повторил опыт, но на этот раз вместо полимера PAC использовал микро-фибру. И на слое песка на этот раз появилась явная плотная корка, которую я даже смог промыть под краном. А с полимером PAC такого эффекта не наблюдалось.
Ильдар Сагиров:
– Это объяснимо. Микро-фибра – кольматант, который забивает крупные поры. Но это другой процесс, не связанный с процессом формирования классической корки.
Вадим Елизаров:
– Помимо обычной гидростатики внутри скважины на стенки давит сам раствор, который подается в скважину под давлением. На глубине 10 метров в крупнозернистом песке это больше чем 0,3 и даже 1,3 атмосферы. Сколько точно? Сложно сказать. Может 2-3 атмосферы. На счет эксперимента – мы так и не узнали, что будет происходить при увеличении давления. Может, если под давлением 3 атмосферы прокачать гораздо больший объем раствора, чем было прокачено при эксперименте, корка появится? Потому что из многолетней практики работы, полимер PAC работает в очень широком спектре песков. Это очень хорошая вещь и без нее бурить в песках практически невозможно.
Александр Коваленко:
– Абсолютно согласен, PAC – очень полезный компонент. Другое дело, что в крупнозернистом песке действительно можно применять кольматант, как сделал Иван.
Александр Клеймюк:
– Интересно, но Иван, сам того не подозревая, воспроизвел реальный тест на динамическое определение фильтрации в динамической среде по методике Halliburton. Это массивный прибор с постоянной поддержкой циркуляции и различного давления, при котором раствор проходит через различные наполнители для контроля фильтрации. На счет полимера PAC – есть правило, что для каждого размера «поры» есть конкретный компонент бурового раствора. И PAC «работает» только в мелко- и среднезернистых грунтах. В грунтах с более крупными порами раствор с PAC будет просто просачиваться, как в тесте Ивана. Здесь уже нужно использовать микро-фибру.
Иван Чимбель:
– Я покупал PAC у различных поставщиков и различных марок. Так почему же об этом никто не говорит? Разве поставщик не должен оповещать клиента, что поставляемый полимер PAC работает в определенных диапазонах пористости? Например, у вас, Александр, на упаковке написано, что поставляемый PAC подходит только для мелкозернистого песка?
Александр Клеймюк:
– Да, конечно. А вот почему об этом не говорят другие поставщики… Может, они просто сами об этом не знают?
Александр Нестеров:
– Я считаю, что если использовать качественный бентонит, то 95% скважин можно построить без использования полимеров. К таким бентонитам, конечно же, я отношу эффективные смеси типа нашего Реобент, либо известные зарубежные бренды типа Tunnel Gel или TEQ GEL HD. Если говорить про фильтрационную корку, то в отличии от вертикального бурения, в ГНБ, это мое личное мнение, мы должны создавать кольматационный эффект – забивать поры грунта глинистыми частицами. Другими словами, создавать «внутреннюю» фильтрационную корку в пласте. И в этом случае, полимер PAC, если мы говорим о 5% скважин, имеет место быть. И да, применение PAC ограничено и зависит от пористости грунта.
Тема 3: «Оптимальные значения ДНС для очистки ствола скважины»
Ильдар Сагиров, главный специалист по техническому продвижению продуктов для ГНБ, ООО «Баулюкс»:
– Все мы много раз слышали, что качество бурового раствора определяется показателем динамического напряжения сдвига (ДНС). И чем этот показатель выше, тем лучше раствор. Особенно это важно для бурения в крупнозернистых несвязных породах, таких как гравий, щебень и так далее. Но так ли это? Не может ли оказаться так, что слишком высокое значение ДНС может привести к нежелательным последствиям? Значение ДНС (прочностное сопротивление бурового раствора течению) влияет на режим течения жидкости (турбулентный или ламинарный). При низких значениях ДНС в скважине возникает турбулентный режим потока жидкости, при котором частицы выбуренной породы удаляются эффективнее. Связано это с тем, что при турбулентном режиме (рисунок 1) скорости потока в центре и непосредственно у стенок скважины будут примерно одинаковыми.
Рисунок 1. Положение колонны буровых штанг в скважине и реологические профили течения жидкости
При средних значениях ДНС реологический профиль меняется – в центре поток будет максимальным, возле стенок – минимальный. Учитывая, что в ГНБ колонна буровых штанг под собственным весом располагается в скважине эксцентрично (ближе к нижней кромке скважины), то скорость потока непосредственно в зоне колонны будет минимальной. И чем больше мы будем увеличивать ДНС, тем поток возле колонны штанг будет ниже и, в конце концов, возникнет «мертвая зона» – в области расположения штанг раствор прекратит двигаться. Это плохо, если мы бурим в глине, так как отсутствие потока раствора приведет к наматыванию сальника на буровой инструмент. Для бурения в песках наоборот – «мертвые зоны» позволяют сохранять стенки скважины в стабильном состоянии, предотвращая их эрозию. Так как тогда подобрать оптимальный ДНС? Каких-либо расчетных формул пока что не существует. Из нашей практики могу сказать, что для бурения в глине (диаметр скважины более 400 мм) ДНС не должен превышать 50 – 80 дПа. Для мелкозернистого и гравелистого песка (диаметр скважины более 400 мм) значения ДНС должны находиться в пределах 85 – 105 дПа и 100 – 200 дПа соответственно (таблица 1).
Таблица 1. Рекомендуемые реологические параметры для различных грунтовых условий
Обсуждение:
Александр Нестеров:
– Не вижу проблемы. Что такое ДНС? Это переход раствора из состояния геля в состояние золя. Согласен, что при высоких значениях ДНС скорость потока в зоне колонны может стать нулевой. Но не нужно забывать, что прокачивание раствора в скважине сопровождается вращением колонны. И при ее вращении за счет вязкого сцепления раствор так же вращается вокруг колонны, подхватывая частицы выбуренной породы из нижней «мертвой зоны». В результате частицы подхватываются потоком из центральной зоны скважины с максимальной скоростью и удаляются из скважины. Поэтому никакой угрозы от высоких значений ДНС я не вижу.
Вадим Елизаров:
– Я со многими оценками не соглашусь. Во-первых, реологические профили, указанные на слайде, справедливы только в тех случаях, когда колонна буровых штанг не вращается. На счет режимов течения жидкости – от забоя жидкость движется сначала в турбулентном режиме, потом поток становится ламинарным. Расстояние, где возникает этот переход, зависит от множества факторов, включая режим работы НВД и качество бентонита. Наиболее эффективно шлам, например, гравелистый песок, вытесняется и выносится из скважины именно в ламинарном, а не турбулентном потоке. И как только НВД дает напряжение, который превышает значение ДНС бурового раствора, то ламинарный поток становится турбулентным и ранее взвешенный грунт высаживается, образуя «барханы» на дне скважины. То есть, нужно понимать, что высокая скорость подачи раствора НВД может ухудшить ситуацию с выносом выбуренной породы. И, исходя из этой логики, чтобы подача раствора НВД не турбулировала поток, необходимо, чтобы значение ДНС было максимально высоким. То есть, чем выше ДНС, тем качественнее вынос выбуренной породы.
Модератор:
– Эта мысль идет вразрез общепринятому мнению. Обычно считается, что чем выше скорость подачи НВД, тем лучше вынос. И многие подрядчики компенсируют низкие параметры бурового раствора за счет высоких значений скорости подачи. Из вашей же логики вытекает, что при низких значениях ДНС такой подход губителен, и качать раствор нужно с минимальной скоростью, чтобы предотвратить разрушения ламинарного потока. А низкая скорость подачи раствора подразумевает низкую скорость бурения. Над этим сообществу ГНБ нужно как минимум поразмыслить.
Александр Клеймюк:
– Многие слабо представляют, что такое ДНС. А физический смысл этого явления довольно прост: ДНС – это значение минимальной потери кинетической энергии бурового раствора при снижении его скорости движения. То есть, раствор с высоким и хорошим ДНС – это раствор, который относительно одинаково хорошо выносит выбуренную породу как при высокой скорости потока раствора, так и при низкой скорости потока. Все остальные интерпретации – как минимум заблуждение. Соответственно, какие реально проблемы могут возникнуть при высоком ДНС? Никаких – чем выше ДНС, тем лучше раствор будет выносить шлам из скважины даже при самых низких скоростях потока. А вот высокая условная вязкость – это действительно «пятая нога», от нее только хуже. Что касается режимов потока жидкости, уверен, что в ГНБ в принципе нет турбулентного режима. Исключение – бурение пилотной скважины.
Павел Искоркин:
После технологической остановки и возобновления подачи раствора с крайне высокой реологией может возникнуть гидроудар и гидроразрыв пласта с последующим выходом раствора на поверхность. Если и говорить о верхней планке ДНС, то только в этом ключе. Но гидроразрыв – это сумма факторов: СНС, вязкость, пористость грунта, глубина скважины и многое другое. Если задастся целью, это возможно рассчитать для каждого конкретного случая. Но невозможно определить некую единую верхнюю планку параметра ДНС, при которой будет возникать гидроразрыв пласта и которую необходимо избегать.
Тема 4: «Актуальный для ГНБ коэффициент тиксотропии бурового раствора (соотношение СНС 10 мин и СНС 10 сек)»
Вадим Елизаров, директор по развитию ООО «АЛЬБРЕХТА»:
– Нормы по коэффициенту тиксотропии, к сожалению, не отражены в актуальной нормативной документации по ГНБ. И этот пробел нужно исправить, так как описать раствор без оценки коэффициента тиксотропии невозможно. Многие подрядчики в целях экономии времени просто не мерят СНС 10 мин (прочность геля после 10 минутного покоя). Этот параметр важен, он может сказать, что будет происходить со скважиной, условно, через час или даже день. И есть определенный диапазон, в который должен попадать значения коэффициента тиксотропии. По оценкам многих крупнейших производителей, таких как CETCO, коэффициент тиксотропии используемого в ГНБ раствора должен находиться в диапазоне от 1,5 до 1,8. Если коэффициент меньше 1,5, то раствор будет расслаиваться и отдавать воду. Почему так происходит? Это особенность монтмориллонита, который создает структурную решетку. Если со временем СНС раствора увеличивается недостаточно сильно, то связи в растворе (между частицами монтмориллонита) начинают слабеть и раствор, под действием гидростатического давления и силы тяжести, начинает разрушаться. Такой раствор требует дополнительной стабилизации полимером PAC или ксантаном. Если коэффициент тиксотропии больше 1,8, то буровой раствор со временем начинает застудневать и «склеивать» скважину, что связано с чрезмерным перенасыщением системы полимерными добавками. И через короткое время остановки при продолжении работы могут возникнуть «грифоны». Выход за верхнюю планку диапазона так же увеличивает потребное давление (скорость подачи НВД) для вытеснения шлама. Мы должны обратить внимание на этот параметр и между собой определить рабочий диапазон, чтобы коэффициент тиксотропии прописать в актуализированной версии Свода Правил. Так же хочу отметить, что ДНС всегда должен быть выше СНС. Иначе давление внутри скважины, которое возникает при возобновлении подачи раствора в скважину и преодоления прочности СНС, может резко упасть, приведя к обрушению скважины.
Обсуждение:
Александр Коваленко:
– Мнение MI SWACO совершенно отличается от мнения спикера – разница между СНС 10 мин и СНС 10 сек должна быть минимальной, то есть коэффициент тиксотропии должен быть значительно ниже 1,5. И этому есть вполне конкретное объяснение – после остановки НВД раствор должен набрать свою максимальную прочность (СНС) как можно раньше, так как выбуренная порода не будет ждать и осядет, если СНС будет набирать свою мощность слишком долго. К тому же мы зря ограничиваемся СНС 10 сек и СНС 10 мин. По двум точка невозможно построить кривую. Поэтому, чтобы оценить реальную динамику СНС, нужно еще замерять его значение после 30 минутного покоя (СНС 30 мин).
Павел Искоркин:
– Нет никакой связи между коэффициентом тикстотропии и разрушением связей в растворе с последующим его разрушением. Расслаивание бурового раствора происходит по разным причинам, среди которых недостаточное количество бентонита или полимерных добавок в растворе, а так же недостаточное для ГНБ качество бентонита. И прочность геля СНС здесь совершенно не при чем. Я очень сомневаюсь, что с мощным раствором с СНС 10 мин = 25 и СНС 10 сек = 20 (коэффициент тиксотропии равен 1,25) будет происходить хоть какое-то расслаивание и разрушение связей.
Александр Клеймюк:
– Гелеобразная структура раствора, благодаря которой он будет удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии, должна образовываться мгновенно. То есть, СНС 10 мин должен быть максимально близким к СНС 10 сек. Но при этом СНС 10 сек должен быть высоким. Соответственно, коэффициент тиксотропии должен быть точно меньше 1,5.
Закрепление в нормативной документации предлагаемого Вадимом диапазона коэффициента тиксотропии 1,5 – 1,8 считаю некорректным.
Александр Нестеров:
– Коэффициент тиксотропии должен быть не более 3. То есть, СНС не должен сильно расти во времени и разница между СНС 10 сек и СНС 10 мин должна быть минимальной. Если СНС 10 сек высокий и при этом коэффициент будет выше 3-х, то такой раствор очень тяжело сдвинуть с места после продолжительной паузы более 30 минут. При работе в несвязных рыхлых грунтах коэффициент больше 3-х неминуемо будет провоцировать грифонообразование.
Иван Чембель:
– Соглашусь с Вадимом. Не раз наблюдал расслоение бентонита в котловане, в бочке и так далее. И это действительно решается добавлением ксантана и, соответственно, увеличением разрыва между СНС 10 сек и СНС 10 мин. Это работает.
Ильдар Сагиров:
– Вы на своем практическом примере видите ситуацию верно. Но объяснение не совсем корректное, вы поменяли местами причины и следствие. В вашем случае добавление ксантана действительно улучшает суспензию, в том числе и за счет снижения водоотдачи раствора. Я согласен со многими коллегами: связывать физический процесс расслаивания бурового раствора с целым комплексом физико-химических процессов, влияющих на прочность геля (СНС), некорректно.