Одним из основных факторов, определяющих успешность проводки скважин, является качество бурового раствора. Сотрудниками кафедры «Нефтегазовые техника и технологии» ЮРГПУ (НПИ) разработан высокоингибированный буровой раствор, с высокой степенью коллоидальности, предназначенный для бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях [1, 2]. Буровой раствор обладает высокими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивает установление осмотического равновесия, а также создает условия, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача его близка к 0,5 см3 за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.
Буровой раствор для бурения скважин включает полианионную целлюлозу ПАЦ 15/700, хлористый калий, барит, полиагенное поверхностно-активное вещество (ПАВ)-ОП-10, феррохромлигносульфонат, алюминат калия, эмульгатор МР, реагент К-4, чешуйчатый графит, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, мраморную крошку, ГКЖ-11, при следующем соотношении компонентов, мас.%: мраморная крошка − 5-10, полианионная целлюлоза − 5-10, хлористый калий − 2-5, метилсиликонат калия − 1-4, ацетат калия − 1,5-4, феррохромлигносульфонат − 1-5, ГКЖ-11 − 2-5, барит − 0,5-5, пеногаситель − 0,5-1, алюминат калия − 1-5, ПАВ-ОП-10 − 1-2, эмульгатор МР − 1-5, реагент К-4 − 1-10, чешуйчатый графит − 0,5-5, вода − остальное. На состав бурового раствора подана заявка на изобретение.
Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно - направленных и вертикальных скважин.
Предложен многофункциональный высокоингибированный, инвертный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях (породы пучат, набухают, осыпаются, происходят дифференциальные прихваты). Площади с таким геологическим разрезом встречаются как на юге, так и на севере России. Применение предлагаемого раствора является острой необходимостью и именно такой состав раствора позволит успешно, без геологических осложнений и дифференциальных прихватов, сооружать скважины на нефть и газ [3-9].
Улучшение ингибирующего качества раствора происходит за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента и достигается это за счет введения шести реагентов-ингибиторов набухания глин: хлористый калий (KCl), ацетат калия (CH3COOK), кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), метилсиликонат калия (CH3SiО2K), алюминат калия (K2Al2O4·3H2O).
Высокие смазывающие свойства раствору придает дополнительно чешуйчатый графит, представляющий собой черный порошок, жирный (скользкий) на ощупь, который хорошо растворяется в смеси двух эмульгаторов. Именно такая комбинация - смазывающего материала (чешуйчатый графит) и двух эмульгаторов (ПАВ-ОП-10 и МР) позволили получить смазывающую добавку для бурового раствора очень высокого качества. Полианионная целлюлоза ПАЦ 85/700 и реагент К-4 являются сильнейшими понизителями фильтрации, способными снизить водоотдачу практически до 0,5 см3 / 30 минут, именно работая в одной связке. Мраморная крошка, в этом случае, является лучшим структурообразователем по сравнению с бентонитовой глиной. В качестве пеногасителя используется Пента 465. Барит применяется как утяжелитель (BaSO4).
Присутствие двух эмульгаторов (ПАВ-ОП-10 и МР) и чешуйчатого графита (до 5%) придает буровому раствору тип эмульсионного, то есть частицы воды растворены в эмульсии. Такой тип раствора называется инвертным, относится к эмульсиям второго рода и является обратимым.
Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации близкого к 0,5 см3 /30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы ПАЦ 85/700 и реагента К-4.
Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического взаимодействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину.
Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиление ингибирующего действия каждого химреагента в отдельности, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, увеличивает крепящие свойства бурового раствора в целом. Комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности.
Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе, происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это также несет ингибирующую функцию, способствуя снижению гидратации и набухания, уменьшая выпучивание, текучесть, обвалы и осыпи пород.
Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает до 18000 мг/л, что приводит к дополнительному улучшению качества раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину. Наличие в растворе ионов К+ в таком количестве способствует значительному росту изотонического коэффициента до 5,1. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.
Выполненные в лабораторных условиях исследования позволили подобрать оптимальный состав и параметры высокоингибированного, инвертного бурового раствора [10-14]. Сочетание именно таких химреагентов позволило достичь синергетического эффекта, то есть применяемые химреагенты не являются антагонистами, а дополняют полезные свойства раствора по ингибирующим, фильтрационным и смазывающим показателям.
Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при магнитной обработке бурового раствора несколькими реагентами - ингибиторами.
При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.
С целью улучшения параметров бурового раствора и экономии химических реагентов нами предложено устройство для магнитной обработки.
Раствор омагничивается, проходя через устройство в замкнутом цикле промывки (рис.1).
Рис. 1 Схема устройства для магнитной обработки бурового раствора
1 - полихлорвиниловая труба; 2 - отражатели; 3 - набор П-образных постоянных магнитов
Эффективное снижение водоотдачи и увеличение вязкости бурового раствора происходит за счет постоянного воздействия на буровой раствор магнитного поля. При этом под воздействием физического поля происходит измельчение частиц бурового раствора, а также разрушение водородных связей между молекулами воды, что в свою очередь позволяет магнитному полю более эффективно образовывать кластерные структуры, улучшая параметры бурового раствора. Происходит «накачка» магнитного поля, при этом осуществляются фазовые переходы, повышается коллоидальность бурового раствора, а, следовательно, вязкость. В результате воздействия магнитного поля на буровой раствор на молекулярном уровне происходит захват молекулами полимеров молекул воды и их удержание, при этом водоотдача бурового раствора уменьшается в несколько раз, а расход ПАЦ 85/700 уменьшается с 5% до 2%.
Буровой раствор пропускают по полихлорвиниловой трубе 1 через отражатели, которые придают раствору турбулентный режим течения, далее раствор проходит через пять П-образных постоянных магнитов 3, магнитное поле которых создает в буровом растворе кластерные структуры.
Напряженность магнитного поля составляет 2000 эрстед или 320 кА/м и измеряется с помощью веберметра. Оптимальное количество и расположение постоянных магнитов было определенно экспериментально. Прибор монтируется на нагнетательном шланге бурового насоса и работает в замкнутом цикле. Выполнение экспериментальных исследований в лабораторных условиях позволило получить оптимальные параметры высокоингибированного, инвертного бурового раствора (табл. 1).
Таблица 1
Параметры высокоингибированного, инвертного бурового раствора
Выполненные теоретические и экспериментальные исследования, а также исследования разработанного высокоингибированного, инвертного бурового раствора до и после магнитной обработки методом рентгеноструктурного анализа и на микроскопе Quanta 200 позволили установить, что физическая обработка в постоянном магнитном поле приводит к заметным изменениям дисперсной структуры раствора. Общее представление о механизме, а, следовательно, и описание процессов взаимодействия магнитного поля с высокоингибированным, инвертным буровым раствором в настоящее время отсутствуют. В этой статье предпринята первая попытка осмысления происходящих при этом физико-химических процессов.
Решающее влияние на эффективность изменения параметров при магнитной обработке оказывает присутствие ионов электролитов, находящихся в буровом растворе. В течение нескольких минут раствор омагничивается и хранит «память» в течение 20 часов. Очевидно, что это – индивидуальное свойство молекул бурового раствора. При наложении на раствор постоянного магнитного поля происходит нарушение седиментационной устойчивости, структура становится более упорядоченной, образуются области имибилизованной жидкости.
Известно, что полимеры типа полианионнной целлюлозы и К-4 являются высокомолекулярными соединениями, макромолекулы их имеют линейную структуру. При обработке раствора магнитным полем происходит увеличение длины макромолекулы и ее выравнивание. На ее поверхности адсорбируется еще большее количество свободной воды из раствора, за счет этого и происходит повышение вязкости и снижение водоотдачи [15-20].
Анализ экспериментальных данных (табл. 1) позволяет утверждать, что испытываемый буровой раствор приобретает наноструктуру, то есть частицы раствора начинают измельчаться и коагулировать, при этом увеличивая его вязкость, а плотность остается практически на одном уровне.
Выполненные экспериментальные исследования позволяют констатировать:
1) магнитный метод обработки бурового раствора является достаточно эффективным, при этом уменьшается водоотдача в 2 и более раз и вязкость увеличивается на 13 %;
2) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров с горизонтальным окончанием на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;
3) предлагаемый состав нового раствора обладает высокой ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений, позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины;
4) доказано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными реологическими, смазывающими и антиприхватными свойствами при достаточном уровне экологической безопасности всех добавок. При этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность системы. Все это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.
5) в растворе при оптимальном соотношении компонентов, происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов;
6) предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет оптимальные параметры: фильтрация раствора – близкая к 0,5 см3/30 мин, липкость корки близка к 0, коэффициент трения не более 0,1, толщина корки 0,5 мм, плотность раствора от 1,2 до 1,25 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 – 35-40 секунд, пластическая вязкость – 20-40 мПа×С, СНС – 1/10 минут – 15-20/20-30 дПа, содержание песка – 0,5 %, содержание ионов К+ составляет 1800 мг/л, величина кислотности рН – 12.
Литература
1. Буровой раствор: пат. Рос. Федерация № 2582197; заявл. 25.03.2015; опубл. 20.04.2016, Бюл. № 11. – 4 с.
2. Высокоингибированный буровой раствор: пат. Рос. Федерация № 2303047; заявл. 10.05.2006; опубл. 20.07.2007, Бюл. № 20. - 6с.
3. Кошелев З.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2004. - № 1. – С. 13-15.
4. Farahani M., Soleimani R., Jamshidi S., Salehi S. Development of a Dynamic Model for Drilling Fluid’s Filtration: Implication to Prevent Formation Damage // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, LA, 2014, Feb. 26–28, Paper No. SPE-168151.
5. Tran M. H., Abousleiman Y. N., Nguyen V. X. The Effects of Low-Permeability Mud Cake on Time-Dependent Wellbore Failure Analyses // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Ho Chi Minh City, Vietnam, 2010, Nov. 1–3, Paper No. SPE 135893.
6. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М. Проблемы бурения скважин в неустойчивых глинистых отложениях на суше и шельфе // Neftegaz RU. – 2018. - № 1. - С. 80-85.
7. Третьяк A.A., Рыбальченко Ю. М. Биополимерный раствор для осложненных условий бурения // Oil and Gas journal Russia. – 2011. - № 11. – C. 52-57.
8. Tien C., Bai R., Ramarao B. V. Analysis of Cake Growth in Cake Filtration: Effect of Fine Particle Retention // AIChE J. – 1997. - 43(1). - Р. 33–44.
9. Bezemar C., Havenaar I. Filtration Behavior of Circulating Dril- ling Fluids // SPE J. – 1966. - 6(4). - Р. 291–298.
10. Третьяк А.А., Рыбальченко Ю.М., Лубянова С.И., Турунтаев Ю.Ю., Борисов К.А. Буровой раствор для строительства скважин в сложных условиях // Нефтяное хозяйство. – 2016. - № 2. - С. 28-31.
11. Nasr-El-Din H. A. Formation Damage Induced by Chemical Treatments: Case Histories // ASME J. Energy Resour. Technol. – 2005. - 127(3). - Р. 214–224.
12. Cook J., Guo Q., Way P., Bailey L., Friedheim J. The Role of Filtercake in Wellbore Strengthening // IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Fort Worth, TX, 2016, Mar. 1–3, Paper No. IADC/SPE 178799.
13. Ботвинкин В.Н., Близнюков В.Ю., Медведева Л.В. Исследование ферментативной устойчивости и ингибирующей способности полимерных буровых растворов на основе ОКР // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2000. – №4. – С. 24-26.
14. Новиков В.С. Критерии ингибирующих свойств бурового раствора // Нефтяного хозяйство. – 1999. – №6. – С. 11-15.
15. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 134 с.
16. Гержберг Ю.М., Киршин В.И. Прилипание компоновки низа бурильной колонны к стенке скважины и методология разработки мероприятий по его предупреждению // Инженер – нефтяник. – 2001. – №4. – С. 13-17.
17. Третьяк А.Я., Чихоткин В.Ф., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях // Бурение и нефть. - 2007. - № 7-8. - С. 58-60.
18. Dorman J., Lakatos I. J., Szentes G., Meidl A. Mitigation of For- mation Damage and Wellbore Instability in Unconventional Reservoirs Using Improved Particle Size Analysis and Design of Drilling Fluids // SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, Budapest, Hungary, 2015, June 3–5, Paper No. SPE 174260.
19. Ezeakacha C. P., Salehi S., Galambor A. An Integrated Study of Mud Plastering Effect for Reducing Filtrate’s Invasion // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, LA, 2016, Feb. 26–28, Paper No. SPE-168151.
20. Salehi S., Hussmann S., Karimi M., Ezeakacha C. P., Tavanaei A. Profiling Drilling Fluid’s Invasion Using Scanning Electron Micros- copy: Implications for Bridging and Wellbore Strengthening Effects // SPE Deepwater Drilling and Completions Conference, Galveston, TX, 2014, Sept. 10–11, Paper No. SPE 170315.
