Ключевые слова: растительные кольматанты, прямая эмульсия, ликвидация поглощений, реология бурового раствора, фильтрация, месторождения Восточной Сибири.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция является драйвером развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири, а также центром топливно-энергетического комплекса России с трудноизвлекаемыми запасами. К одному из таких месторождений относится Марковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), ставшее пилотным месторождением, открытым в Восточной Сибири в 1961 г. [1].
Марковское НГКМ располагается на южном и северо-восточном склонах Непско-Ботуобинской антеклизы Иркутской области, вниз по течению р. Лены от г. Усть-Кута [2]. По ряду технологических и экономических причин месторождение эксплуатировалось лишь 8 лет, затем скважины были законсервированы. Реконсервация месторождения полномасштабно началась в начале 2000-х гг., и перед технологами открылись новые задачи, требующие высокотехнологичных инженерных решений.
Основные запасы газоконденсата Марковского НГКМ сосредоточены в Парфеновском и Осинском горизонтах. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) природных резервуаров варьируются в широком диапазоне и характеризуются пластовым давлением от 35 до 37 МПа, коэффициентом аномальности (kа) от 1,3 до 1,7; пористостью до 18 %; проницаемостью в песчаном поровом коллекторе 27 × 10-3 мкм2 и пластовой температурой, не превышающей 38 °С [1, 3].
Осинский горизонт представлен доломитизированными известняками с порами и кавернами, которые заполнены битумом, каменной солью, белым кальцитом. Открытая пористость данного горизонта составляет 13 %, а проницаемость достигает 1000 мкм2 (рисунок 1) [1, 3].
Геологические условия при бурении в интервалах залегания нефти, газа и газоконденсата на данном месторождении существенно изменились за последние десятки лет. Эти изменения коснулись не только увеличения глубины разбуривания более глубоких пород-коллекторов, но и необходимости применения усовершенствованных составов промывочных жидкостей для качественной проходки ствола скважины до интервала залегания залежи, предотвращая возможные осложнения. Согласно технологическим регламентам и правилам для проведения безаварийных буровых работ, промывочные жидкости должны обладать оптимальной температурной стабильностью; требуемыми реологическими и фильтрационными характеристиками для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и ствола скважины в целом; устойчивостью к загрязнениям; совместимостью с пластовыми флюидами и возможностью рециркуляции [4, 5].
Серьезной задачей в освоении месторождений Восточной Сибири, в частности Марковского НГКМ, является бурение скважин в условиях поглощений промывочных жидкостей. На глубинах от 1786 до 2066 метров частичные поглощения бурового раствора достигают 20 м3/час. Для предупреждения и ликвидации такого осложнения в состав буровых растворов при проходке проницаемых пород принято вводить рассчитанное количество специальных материалов различной структуры: волокнистые, пластинчатые (чешуйчатые) и зернистые (гранулированные), называемые инертными наполнителями (кольматантами) [6, 7]. В качестве кольматанта в растворах зачастую используют микромрамор или кальцит из-за широкого диапазона фракций, инертности к большому спектру химических реагентов, входящих в состав бурового раствора, а также из-за способности оказывать положительное влияние на тиксотропные свойства [7–9].
В буровой практике используют наполнители и растительного происхождения. В научных трудах [10, 11] отмечено, что в зарубежных странах при бурении и заканчивании скважин такие кольматанты редко применяются, так как растения, необходимые для их приготовления, не везде произрастают. В России с выбором такого рода материалов для введения в промывочную жидкость нет проблем в силу широкого разнообразия природных ресурсов и климатических особенностей страны. Основываясь на высоких требованиях к экологической безопасности, простоте переработки и утилизации, предлагается использование растительных кольматантов в составе бурового раствора. Применение в соляно-глинистых пропластках буровых растворов с растительным кольматантом может заметно улучшить процесс проходки, а также повысить степень интенсификации притока флюида из скважины.
Методология исследований
На Марковском НГКМ в интервалах, осложненных поглощением бурового раствора, а также для вскрытия продуктивных горизонтов применяются прямые эмульсии. Нефтяные эмульсии I рода («масло в воде») предпочтительны для использования в соляно-глинистых отложениях данного месторождения из-за своих преимуществ по сравнению с другими растворами: они помогают уменьшить взаимодействие с водными компонентами, снижая риск вымывания глин и ухудшения свойств раствора; обладают устойчивостью к высоким концентрациям солей; снижают трение на контакте «буровой инструмент-стенка скважины», уменьшая тем самым вероятность прихватов; не требуют введения в состав смазочных материалов, так как в своем составе уже имеют масляную компоненту, обеспечивающую охлаждение и смазку бурового инструмента, предотвращая перегрев и преждевременный износ; эффективно осуществляют контроль за фильтрацией раствора, снижая риск потери бурового раствора и минимизируя воздействие на окружающие породы [12–14].
В рамках данной работы проведены исследования с использованием отечественных реагентов для оценки влияния их состава на физико-механические свойства получаемых растворов [15]. Экспериментальная часть исследований выполнена в Комплексной учебной лаборатории Нефтегазового факультета и лаборатории Научного центра «Арктика» Санкт-Петербургского горного университета императрицы Екатерины II.
В состав исследуемых растворов вошли следующие компоненты: вода как дисперсионная среда; индустриальное минеральное масло Volga И-20А в качестве дисперсной фазы; Neodirect-Emul S – эмульгатор прямых эмульсий как основной гидрофильный ПАВ, состоящий из полиалкиленгликолей, этоксилатов жирных спиртов или их смесей (комплексов), а в качестве со-ПАВ Neodirect-Emul Stab – триглицериды масел, жирные амины и их смеси для гидрофобизации поверхности твердой фазы и снижения межфазного натяжения на границе «масло – вода», улучшая температурную и реологическую стабильность эмульсии; каустическая сода для регулирования щелочности; крахмальный реагент и полианионная целлюлоза низковязкая, отвечающие за структурообразование, обеспечивая требуемую вязкость [15, 16]. В качестве кольматационного наполнителя для создания на стенках скважины низкопроницаемого кольматационного экрана используется микрокальцит, а также хлорид калия и сульфированный асфальт в роли понизителя фильтрации [17, 18]. В ходе исследования раствор будет модифицироваться введением разных кольматантов.
Поскольку на месторождении используется прямая эмульсия с мраморной крошкой (МК) в качестве кольматирующей добавки, в работе проведены исследования влияния размеров МК на водоотдачу раствора и формирование необходимой фильтрационной корки для предотвращения ухода раствора в пласт. Результаты представлены на рисунке 2.
Водоотдача образцов № 1–3 (МК-5; МК-100; МК-700), замеренная с помощью фильтр-пресса АНИ (API) при давлении 100 psi и температуре 20 ℃, составляет 18, 16 и 15 см3. Данные результаты свидетельствуют о высокой фильтрационной способности раствора и о невозможности создать минимальную (1–2 мм) фильтрационную корку для предотвращения ухода промывочной жидкости в пористую структуру породы из-за неравномерного распределения микромрамора в составе раствора, что в дальнейшем может привести к некачественному закупориванию каналов. Использование только микрокальцита различной фракции в качестве кольматанта в прямой эмульсии не дало желаемых результатов. В связи с этим в указанные образцы растворов был введен сульфированный асфальт марки «А» для понижения и нормализации показателя фильтрации (образцы: № 4 МК-5 + сульфированный асфальт; № 5 – МК–100 + сульфированный асфальт; № 6 – МК–700 + сульфированный асфальт).
Ниже (таблица 2) представлены основные структурно-реологические параметры базового бурового раствора.
Измерения динамического напряжения сдвига (ДНС) и пластической вязкости рассматриваемых образцов проводились на ротационном вискозиметре Fann 35 SA при температурах от 20 до 75 ℃. На графиках можно увидеть, что реологические показатели уменьшаются при термическом воздействии. Это связано с увеличением кинетической энергии молекул, что способствует их более свободному движению в растворе и, как следствие, приводит к разрушению структурных связей.
Ввиду того, что поглощающие каналы в породе представлены порово-трещинным типом, то далее будут рассмотрены и исследованы в составе раствора кольматанты разной формы и структуры.
В качестве волокнистого наполнителя для улучшения кольматирующих свойств разрабатываемой рецептуры бурового раствора предлагается использовать тростник, а именно его волокна, из которых состоит стебель. Этот материал широко распространен в регионах страны, экологически безопасен, а его волокнистая структура может позволить снизить фильтрационные потери, особенно в условиях бурения в пористых и трещиноватых породах.
Другим волокнистым кольматантом будут служить семена рогоза, длина волокон которых составляет от 7 до 9 мм. Использовать такой компонент в составе промывочных жидкостей целесообразно не только в качестве кольматирующей добавки, но и как растительный бактерицид для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих коррозию оборудования.
В качестве гранулярной кольматирующей добавки задействован молотый льняной жмых с размерами частиц до 5 мкм. Этот материал является субпродуктом производства масла методом прессования, он экологически чист и доступен, а благодаря своей структуре способен эффективно снижать фильтрационные потери [19, 20]. По своим свойствам такой продукт переработки льна обладает устойчивостью к термическому и химическому воздействию, что делает его пригодным для предотвращения осложнений, связанных с поглощениями во время бурения скважин.
Ниже (таблица 3) приведены результаты измерения водоотдачи растворов с вышеперечисленными кольматантами при температуре 20 ℃.
Использование исключительно тростника в качестве самостоятельной кольматирующей добавки, а также в сочетании с асфальтом не оказывает существенного влияния на фильтрационные свойства. Как видно из результатов экспериментов по исследованию водоотдачи, тростник за счет крупного размера своих частиц не сможет заполнить мелкие поры в породе, а также будет препятствовать проникновению частиц сульфированного асфальта и созданию устойчивой фильтрационной корки. Сочетание тростника и льняного жмыха также не дает получить требуемого значения фильтрации в силу того, что тростник блокирует проникновение мелких частиц льна в поры, вследствие чего фильтрат просачивается далее без создания кольматационного окна в канале.
Добавление семян рогоза в прямую эмульсию не оказывает достаточного влияния на фильтрационные свойства раствора, что подтверждается полученным количеством фильтрата (8,5 см3), который значительно превышает объем прямой эмульсии со льняным жмыхом. После нагрева образца стали заметны весьма завышенные значения динамического напряжения сдвига, что указывает на отрицательное влияние волокон рогоза на раствор. Он приобрел слизеобразную структуру, и в ходе приготовления волокна растения оставались на насадке мешалки, что в дальнейшем может затруднить приготовление в промышленных условиях из-за сложности удаления семян с поверхностей бурового оборудования.
Реологические параметры не претерпели критического изменения при нагреве раствора до 75 ℃. Также заметно сильное влияние крупных частиц на пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига. Увеличение этих показателей приводит к росту гидравлических сопротивлений, что оказывает негативное влияние на гидродинамику процесса бурения скважины.
После нагрева эмульсии, содержащей льняной жмых в чистом виде (образец № 3), не было зафиксировано значительных изменений структурно-реологических параметров, тем самым указывая на его слабую восприимчивость к термодеструкции. Фильтрация составила 4,8 см3, что находится в допустимых пределах для эффективной кольматации и предотвращения проникновения раствора в проницаемые породы. На положительный результат водоотдачи повлияло то, что при взаимодействии с нефтяной эмульсией I рода частицы льняного жмыха набухают из-за содержащихся в них остаточных масел (до 8–10 %) и слизи (до 15 %), которые, в свою очередь, взаимодействуют с масляной компонентой прямой эмульсии, тем самым увеличиваясь в объеме, и в дальнейшем могут способствовать дополнительному уплотнению пор и трещин в породах.
Выводы
По результатам исследования растительных кольматантов, введенных в прямую эмульсию, выявлен наиболее перспективный наполнитель, в качестве которого выступил молотый льняной жмых. Благодаря наличию в составе как полярных (гемицеллюлоза, пектин, растительные камеди, слизи, запасные полисахариды), так и неполярных (масла, жирные кислоты) компонентов льняной жмых показал высокую совместимость с основными компонентами эмульсии – водой и минеральным маслом, что способствует равномерному распределению частиц кольматанта в растворе и поддержанию стабильных реологических параметров при бурении в умеренных и высоких температурах. В связи с этим молотый льняной жмых в составе прямой эмульсии может рассматриваться как самостоятельный кольматант.
Литература
Бородкин В.Н., Смирнов О.А., Лукашов А.В., Морев А.В. Обоснование типа коллектора нефтяной залежи осинского горизонта Марковского месторождения Восточной Сибири по комплексу геологогеофизических данных // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2024. – Т. 19. – № 1.
1. Мельников Н.В. Возможности открытия новых крупных залежей нефти в главном поясе газонефтеносности Лено-Тунгусской провинции / Н.В. Мельников, А.А. Вымятин, П.Н. Мельников, Е.В. Смирнов // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55, № 5–6. – С. 701–720. – EDN SMXASD.
2. Парфенова Н.М., Косякова Л.С., Григорьев Е.Б., Шафиев И.М., Логинов В.А., Наренков Р. Ю., Кубанова М. М., Люгай А. Д. Нефтяной потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Вести газовой науки. – 2021.– № 2 (47).
3. Литвиненко В.С., Николаев Н.И. Технологические жидкости для повышения эффективности строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин // Записки Горного института. – 2011. – Т. 194. – С. 84–90.
4. Аверина Ю.М., Орлов В.А., Пушкарева Ю.Д. Совершенствование системы буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе с целью улучшения качества продукции // Успехи в химии и химической технологии. – 2021.– № 5 (240).
5. Курочкин, Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин: в 2 ч. / Б. М. Курочкин. – М.: ВНИИОЭНГ, 2007 – Ч. 2. – 2008. – 554 с.
6. Будовская М.Е., Двойников М.В., Блинов П.А., Камбулов Е.Ю., Минибаев В.В. К вопросу формирования кольматационного экрана при бурении скважин с применением бурового раствора на углеводородной основе в условиях месторождений Восточной Сибири / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, – № 3. – 2022. – С. 29–34.
7. Уляшева, Н.М. К оценке эффективности кольматантов в интервалах горных пород повышенной проницаемости / Н.М. Уляшева, М. А. Мынзул, М. А. Михеев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 10. – С. 18–24. – EDN SDCKFL.
8. Липатов, А.В. Подбор кольматанта и способа его закачки для упрочнения стенок скважины методом повышения кольцевых напряжений / А.В. Липатов, И.М. Ибятуллин, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 3. – С. 28–31.
9. Chunping Deng, Guoyong Du, Xingchun Li et al. Effect of high temperature and high pressure on the biodegradability and biotoxicity of typical additives in drilling fluid // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 208. – Part E. – № 109773. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109773.
10. Oladipo O., Faraji F., Habibi H., Abdalqadir M., Ali J., Chong P.L. Feasibility Study of Biodegradable Vegetable Peels as Sustainable Fluid Loss Additives in Water-Based Drilling Fluids. J – Multidisciplinary Scientific Journal. – 2025 DOI: 10.3390/j8010010.
11. Никишин В.В., Блинов П.А., Болдырев С. А. Анализ проводки скважин и разработка бурового раствора для бурения горизонтальных скважин в терригенных отложениях / Деловой журнал NEFTEGAZ.RU, – № 8, – 2022. – pp. 14–17.
12. Нуцкова М.В., Сидоров Д.А., Тсикплону Д.Э., Сергеев Г.М., Васильев Н.И. Исследования буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов // Недропользование. – 2019. – № 2.
13. Тарантин А.Н. Модификация свойств прямых эмульсий с использованием соэмульгатора: изучение механизма и лабораторные испытания / А.Н. Тарантин, Р.О. Кожевников, М.Т. Машаров // Бурение и нефть. – 2023. – № S2. – С. 16–21. – EDN UTWPZU.
14. Кузнецов О.А. Модификации систем буровых растворов на основе прямых эмульсий с применением отечественного эмульгатора Neodirect-emul / О.А. Кузнецов, Р.О. Кожевников, Е.Я. Мелешко [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 6. – С. 36–40.
15. Мардашов, Д.В. Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов / Д.В. Мардашов // Записки Горного института. – 2021. – Т. 251. – С. 667–677. – DOI 10.31897/PMI.2021.5.6. – EDN VLJQWU.
16. Шарова О.Ю., Галиев А.Ф., Самсыкин А.В., Мулюков Р.А., Агзамов Ф.А., Самсыкина А.В. Методики подбора комплексных сухих смесей кольматантов для предупреждения и ликвидации зон осложнений // Территория Нефтегаз. – 2012. – № 5.
17. Petrakov D.G., Loseva A.V., Alikhanov N.T., Jafarpour H. a. Standards for Selection of Surfactant Compositions used in Completion and Stimulation Fluids // International Journal of Engineering Transactions C: Aspectsthis link is disabled. – 2023. – № 9. – pp. 1605–1610.
18. Мижева А.А., Фоменко И.А., Карачун А.И., Краснова В.В. Обзор способов извлечения биологически активных соединений из продуктов переработки льняного семени. Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий. – 2024. – 86 (4). – с. 40–51.
19. Цыганова Т.Б., Миневич И.Э., Осипова Л.Л., Полисахариды семян льна: практическое применение // Хранение и переработка сельхозсырья. – 2019. – № 2.
