image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2016

Бурение

01.03.2016 10:00 Исследование свойств торфощелочного раствора для бурения скважин в глинистых породах
В статье рассмотрен вопрос разработки и исследования торфощелочного бурового раствора с высокой ингибирующей способностью. Приведены рецептуры исследуемых растворов с необходимыми реологическими свойствами. Применение разработанного торфощелочного раствора позволит безаварийно бурить скважины в интервалах, сложенных глинистыми отложениями.
В последнее время в стране значительно выросли объемы бурения глубоких скважин и усложнились геолого-технические условия их проводки. Это повышает требования к качеству буровых и тампонажных растворов, а также к технологическим жидкостям, применяемым при ремонте скважин.
Перспективны для приготовления буровых растворов каустоболиты – природные органогенные материалы (сапропели, торф, бурые угли и т.д.). Авторы активно занимаются разработкой новых материалов на основе торфа. В частности, разработан торфощелочной раствор для бурения скважин в интервалах, сложенных глинистыми и многолетнемерзлыми породами (ММП), включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от ближайшего аналога он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-200М.
Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель.
В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов, – гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже применяются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.
Также авторами разработан вязкоупругий состав (ВУС) при проведении ремонтных работ в скважинах, включающий в себя торф, калийносодержащий щелочной модификатор, хлористый калий, полимер, утяжелитель, пеногаситель и воду.
Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5–2 сПз), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.
Ключевые слова:

Осыпи, обвалы стенок скважины, торфощелочной раствор, бурение скважин, глинистые породы.

Ссылка для цитирования:

Кустышев А.В., Леонтьев Д.С. Исследование свойств торфощелочного раствора для бурения скважин в глинистых породах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 56–62.

Открыть PDF


В процессе строительства скважин, особенно при бурении в глинистых породах, наблюдаются различные осложнения. Несмотря на имеющийся опыт бурения в 12-1.jpgразличных горно-геологических условиях, затраты на устранение осложнений при проводке скважин достигают до 7–10% от самого процесса бурения. Это связано с усложнением условий бурения, увеличением количества наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50% аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с горной породой [1, 2].

12-2.jpgОсыпи и обвалы стенок скважин в основном происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалы чаще всего возникают вследствие набухания. Проникновение свободной воды, содержащейся в буровых и промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном итоге к обрушению на забой [3, 4].

При проектировании и строительстве разведочных и добывающих скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь экспериментальные данные по набуханию образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов.

Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым, достаточно доступным и недорогим материалом. При этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной и достаточно оптимальной заменой традиционно используемым глинистым материалам.

Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель в виде как растворов, так и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.

Существует мнение, что применение торфа имеет относительно низкую эффективность в качестве структурообразователя. Однако в его состав входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления, но имеют существенный недостаток полимеризации.

Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [4–6].

Недостатком трехкомпонентных растворов (торф – вода – щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами.

Известен буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия с целью снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии содержит следующие ингредиенты (%, масс.): гуматосодержащее вещество – 4–8; щелочной электролит – 0,2–1,5; гелеобразователь – 1–3; органический стабилизатор – 0,1–1; ингибитор – 1–4; вода – остальное [5].

Недостатками такого раствора являются низкая флокулирующая способность и, несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров.

Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10 [6].

Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.

Наиболее оптимальным для рассматриваемых геолого-климатических условий является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется калийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора – хлористый калий, в качестве флокулянта – полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, %, масс: торф – 5–7; калийносодержащий щелочной модификатор – 0,5–1,5; хлористый калий – 1–3; ПАА – 0,002–0,004; вода – остальное.

Однако данный раствор также имеет недостатки, главным из которых является высокое пенообразование. Кроме того, несмотря на наличие в составе ингибитора и ПАА, отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами.

Для повышения надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, необходим новый буровой раствор. Одним из путей решения поставленной перед авторами задачи является разработка полимерторфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам и невысоким пенообразованием.

Авторами на основании проведенных исследований предлагается состав, включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду.
В отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-2000.

Полимер Polydia, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.

Полимер Polydia выступает и в роли флокулянта, необходимого для стабилизации набухающих в воде глин.

Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.

Флокулянты – это в большинстве случаев водорастворимые полимеры как природного, так и искусственного происхождения, с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катионный или нейтральный заряд. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химического состава макромолекул, наличия и числа в полимере ионогенных групп, активность которых зависит даже от структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.

Продукт МАС-2000 используется для обработки буровых растворов, физико-химические свойства которого разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250 °С.

Механизм пеногашения базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их каолесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обуславливает незначительные потери реагента.

Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-2000 можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пеногашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.

Торф используется в буровом растворе в качестве органической дисперсной фазы. Как известно, дисперсная фаза чаще всего представлена твердыми веществами. Коллоидные частицы в дисперсной системе играют важнейшую роль в получении стабильной коллоидной системы. В предлагаемом авторами составе применяется верховой очищенный торф с влажностью 60%.

В торфощелочном буровом растворе в качестве щелочного модификатора используется гидроксид калия (КОН).

При его использовании происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.

Дополнительное обогащение раствора калий-ионами происходит при введении в него хлористого калия (KCl). Сочетание калийносодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых сланцев.

В нашем случае применялся КОН по ГОСТ 24363-80, который представляет собой белые чешуйки, гранулы чечевицеобразной формы или куски с кристаллической структурой на изломе. KOH сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде и спирте, быстро поглощает из воздуха углекислоту и воду и постепенно переходит в углекислый калий.

Калий хлористый применялся по ГОСТ 4568-95.

Для оценки эффективности предлагаемых составов была проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых образцов в среде исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE.

Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопорошок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) в течение 30 минут были приготовлены образцы для исследований (рис. 1).

После приготовления образцы помещали в специальные цилиндры (рис. 2),
в которые вводились исследуемые растворы, и выдерживались до тех пор, пока графики результатов не начнут выполаживаться (стабилизироваться).

12-3.jpg

Исследуемые составы торфощелочных растворов и результаты испытаний представлены на рисунке 3. 

Анализируя фактически полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы № 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором
№ 1, взятым за прототип.

Однако недостатком раствора № 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупругого состава при глушении нефтяных скважин. Условная вязкость растворов № 3 и № 4 равны 114 с и 30 с соответственно.

12-4.jpgДалее по результатам исследований составлены уравнения зависимостей набухания брикетов в средах каждого торфощелочного раствора (рис. 4–7).

График зависимости раствора № 1 описывается полиномиальной функцией четвертой степени при величине достоверной аппроксимации 0,9935:

y = –0,0004x4 + 0,0227x3 – 0,5367x2 + 7,0563x – 3,8511.

График зависимости раствора № 2 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0002x4 + 0,0082x3 – 0,1883x2 + 2,9167x – 2,0908,

величина достоверной аппроксимации равна 0,998.

График зависимости раствора № 3 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0003x4 + 0,0137x3 – 0,2808x2 + 3,6906x – 1,9316,

при этом величина достоверной аппроксимации равна 0,9959.

График зависимости раствора № 4 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:

y = –0,0003x4 + 0,0179x3 – 0,4245x2 + 5,9129x – 3,295,

величина достоверной аппроксимации R2 = 0,9952.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-
ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.

Такой раствор в отличие от прототипа отличается тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, а в качестве реагента понизителя водоотдачи – полимер Polydia при следующем соотношении компонентов, %, масс.:

• торф – 5–7;

• КОН – 0,5–1,5;

• KCl – 1–3;

• пеногаситель – 1–3;

• полимер Polydia – 0,1–0,5;

• вода – 85–92,4.

12-5.jpgСуществует мнение, что при очистке торфощелочного бурового раствора возникают некоторые сложности. Как правило, размер частиц торфа, применяемого для обработки буровых растворов, составляет от 0,1 до 10 мм, что приводит к закупориванию ячеек вибросита и снижению эффективности работы всех ступеней системы очистки.

Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в раствор происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Более того, такой торфощелочной раствор можно рекомендовать при вскрытии продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф, и нефть имеют органическое происхождение.

Вывод

Предметом исследования, результаты которого приведены в статье, является торфощелочной буровой раствор с высокой ингибирующей способностью, применение которого позволит безаварийно бурить скважины в интервалах, сложенных глинистыми отложениями. Предлагаемый авторами торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в глинистых породах отличается от известных тем, что он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве флокулянта и понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования – пеногаситель Могутов МАС-2000. По результатам анализа полученных результатов исследований при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.



← Назад к списку


im - научные статьи.