Ключевые слова: барит, микробарит, седиментационная устойчивость, коэффициент стабильности, коэффициент оседания частиц.
Строительство глубоких и сверхглубоких скважин с высокими температурами и давлениями требует применения утяжеленных буровых растворов. В последнее время все большую популярность приобретают растворы на углеводородной основе (РУО). Эти растворы, благодаря ингибирующей способности, обеспечивают стабильность стенок скважины. Высокая смазывающая способность РУО, стабильность фильтрации и устойчивость к высокотемпературному гелеобразованию критически важны при бурении глубоких наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием. Одним из главных недостатков утяжеленных эмульсионных буровых растворов является их седиментационная неустойчивость по отношению к утяжелителям. Поэтому правильный выбор фракционного состава утяжелителя и разработка критериев оценки стабильности и седиментационной устойчивости тяжелых эмульсионных буровых растворов является актуальной задачей.
Аналитические исследования
Вопросами седиментационной устойчивости буровых промывочных жидкостей с твердой фазой стали заниматься в середине прошлого столетия, одновременно с увеличением объемов глубокого бурения и развитием широкого внедрения инвертных эмульсий. Для компенсации высоких пластовых давлений потребовались растворы с высокой плотностью, содержащие утяжеляющие добавки. Первоначально для утяжеления применяли выбуренную породу, оксиды железа и железный сурик, галенит и портландцемент. В 20-е годы прошлого столетия изобретателем Бенджамином К. Страудом было предложено использовать барит (сульфат бария) [9]. В своем патенте Страуд описал применение жидкости, утяжеленной выбуренным шламом с добавлением тяжелого суспензивного вещества, такого как бариты, оксид железа или оксид свинца. Барит нашел широкое применения благодаря высокой плотности, низкой абразивности и химической инертности. Сразу после внедрения барита, буровики столкнулись с проблемой образования пробок на забое в результате расслоения растворов и осаждения твердой фазы под действием гравитационных сил. Ситуация усугубилась с появлением наклонно направленного бурения. Изучением седиментации процессов в структурированных глинистых растворах занимались исследователи П.А. Ребиндер, Р.И. Шищенко, Э.Г. Кистер и Дж.Р. Грей. Специалистом в области коллоидной химии Н.П. Песковым было предложено различать кинетическую и агрегативную устойчивость дисперсных систем, т.е. способность системы противостоять силам тяжести и электротатическим силам взаимодействия коллоидных частиц соответственно. Нарушение электростатических сил взаимодействия между частицами приводит к агрегативной неустойчивости системы или коагуляции и укрупнению частиц, а затем к кинетической неустойчивости дисперсной системы. Распределение твердых частиц дисперсной фазы в системе с установившимся седиментационно-диффузным равновесием, подчиняется гипсометрическому закону Лапласа, из которого следует, что определяющими параметрами кинетической устойчивости являются плотность дисперсной фазы и размер частиц.
В эмульсионных растворах (ЭРУО или ИЭР) в результате действия гравитационных сил при одновременном нарушения агрегативной устойчивости и коалесценции водная фаза опускается вниз, а углеводородная поднимается вверх. В утяжеленных эмульсиях (многофазных дисперсных системах) в результате седиментации, дисперсная система расслаивается на три фазы: твердую и две несмешивающиеся жидкости (вода и углеводородная жидкость).
При остановке циркуляции бурового раствора на его кинетическую устойчивость влияет плотность раствора, обеспечивая плавучесть утяжелителю и статическое напряжение сдвига (СНС), способствующее удержанию утяжелителя во взвешенном состоянии. Также в статических условиях в глинистом растворе частицы утяжелителя при осаждении испытывают силы трения между собой, частицами глины (стесненное осаждение) и буровым раствором, что создает дополнительные усилия для поддержания их во взвешенном состоянии. В эмульсионных системах эти силы трения незначительны поскольку капли масла создают тонкую пленку на твердых поверхностях, оказывая эффект смазывающей добавки. На нарушение седиментационной устойчивости дисперсной системы влияет также размер и форма частиц твердой фазы: чем больше размер и плотность частицы и чем ближе форма частицы к сферической, тем более стремительно она оседает [1].
Нарушение седиментационной устойчивости раствора в условиях скважины может привести к скоплению твердой фазы в местах изгиба ствола и на забое и возникновению прихватов, затяжек и посадок . Неравномерное распределение плотности раствора по стволу может привести к нарушению технологического процесса промывки, поглощениям и проявлениям, обрушению ствола скважины.
Лабораторными исследованиями установлено, что для предотвращения седиментации твердой фазы в эмульсионных системах необходимо регулирование соотношения углеводородной и водной фаз, реологических свойств РУО, обеспечивающих необходимую вязкость и плоский профиль потока, обеспечение гидрофобизации утяжелителя. Применение в качестве модификаторов реологии органофильной глины, жирных кислот, а также ПАВ для гидрофобизации утяжелителя значительно повысит седиментационную устойчивость растворов на углеводородной основе. Применение утяжеляющих добавок разной дисперсности также оказывает влияние на кинетическую устойчивость дисперсной системы и подчиняется закону Стокса и принципам коллоидной химии. Согласно закону Стокса, скорость оседания частицы прямо пропорциональна квадрату ее радиуса. Чем меньше частицы утяжелителя (выше дисперсность), тем медленнее они оседают, что повышает устойчивость системы к расслоению [6–7].
В связи с изложенным целью настоящего исследования являлось проведение оценки влияния баритового утяжелителя различного фракционного состава на кинетическую устойчивость инвертной эмульсии на основе синтетического масла при повышенной температуре с применением различных методик оценки седиментационной устойчивости.
Материалы и методы
Эффективность утяжелителя оценивалась по седиментационной устойчивости утяжеленного раствора на углеводородной основе (ρ = 2200 кг/м3) с применением синтетического масла Gazpromneft Drill-Flow в количестве 540 мл/л плотностью 825 кг/м3 и кинематической вязкостью 2,7 мм2/с при температуре 40 0С. В качестве структурообразователя использовали органобентонит в количестве 14 г/л. Для повышения стабильности эмульсии, регулирования реологических и фильтрационных свойств в систему добавляли эмульгатор (13 мл/л), модификатор реологии (2,4 мл/л), понизитель фильтрации (28 мл/л). Для повышения смачиваемости твердой фазы маслом использовалась гидрофобизирующая добавка в количестве 16 мл/л. Дисперсная фаза раствора представлена кольматантом (микрокалицит) в концентрации 56 г/л, минерализованной водой (раствор CaCl2) – 94 мл/л и утяжелителем (барит) – 1830 г/л.
В качестве утяжеляющей добавки использовался барит марки КБ-3 по ГОСТ 4682-84 производства компании ООО «Торговый Дом «Барит» и микронизированный барит (микробарит) марки МИБАРИ (серия Petro Grav), выпускаемый компанией АО «ГЕОКОМ».
Барит КБ-3 – это стандартный баритовый концентрат (ГОСТ 4682-84) с размером частиц до 85 мкм. Микробарит МИБАРИ представляет собой высокодисперсный утяжелитель с размером частиц значительно меньше 1–15 мкм (таблица 1). Замер фракционного состава проводился с помощью лазерного анализатора размера частиц Bettersizer_2600 согласно ISO 13500:2008.
Исследования проводили добавкой к опытному раствору барита в различном соотношении (КБ-3/МИБАРИ): 100/0, 50/50, 40/60, 25/75, 15/85, 0/100. Приготовленные шесть опытных образцов раствора делили на две части, одна из которых подвергалась определению физико-механических свойств после технического отстоя в течение 16 ч при температуре 22±2 °С и после старения в динамических условиях в роллерной печи в течение 16 ч при температуре 120 °С и давлении 100 psi. Определялись следующие показатели: пластическая вязкость (ηпл, сПз), динамическое напряжение сдвига (ДНС, дПа), коэффициент тиксотропии (Кт), электростабильность (Э, В). Вторая часть раствора подвергалась замеру седиментационной устойчивости. Седиментационная устойчивость ИЭР оценивалась по показателю седиментационной стабильности (Кст) и коэффициенту оседания частиц барита по SAG-фактору (Sag Factor) (КSag) в статических условиях [2, 10].
ТАБЛИЦА 1. Физико-химические свойства проб баритов
Каждая проба опытного раствора погружалась в роллерную печь, где находилась при 120 °С, 100 psi в течение 48 ч в статических условиях. После роллерной печи проба охлаждалась до комнатной температуры, измерялась пикнометром плотность верхней и нижней частей пробы, аккуратно отобранных шприцом, и производился расчет коэффициентов стабильности (формула 1) и оседания частиц (формула 2):
(1)
, (2)
где: Кст – коэффициент стабильности;
КSag – коэффициент оседания частиц;
ρ1 – плотность раствора в верхней части, кг/м3;
ρ2 – плотность раствора в нижней части, кг/м3.
Результаты и обсуждения
Результаты тестовых экспериментов по определению реологических, структурных свойств и показателей седиментационной устойчивости инвертного эмульсионного раствора с добавкой барита КБ-3 и МИБАРИ представлены в таблице 2.
ТАБЛИЦА 2. Основные технологические свойства исследуемых рецептур
Значение коэффициента стабильности, согласно требованиям руководящих документов сервисных нефтегазовых компаний, для утяжеленных растворов должно составлять не более 0,10 г/см3. Согласно [4, 5] коэффициент стабильности (Кст) для обычных буровых растворов составляет 0,02 г/см3, для утяжеленных растворов с плотностью более 1500 кг/м3 – 0,06 г/см3. Статический SAG-фактор оседания считается приемлемым, если значение данного показателя меньше 0,500, при больших значениях наблюдается снижение качества промывки скважины, скопление шлама и барита в стволе скважины [3]. Значение 0,500 соответствует идеальной стабильности (отсутствию оседания), тогда как значения выше 0,52 обычно сигнализируют о риске возникновения седиментационных пробок. Экспериментально установлено, что увеличение концентрации микробарита при одновременном снижении барита марки КБ-3 в ИЭР способствует снижению значений показателей коэффициента стабильности (Кст) и коэффициента оседания (КSag), что характеризует ее как наиболее устойчивую к седиментации в условиях высоких температур (рисунок 1). При 100 % КБ-3 оба показателя находятся в критической области (Кст > 0,1 и КSag > 0,5). При достижении соотношения КБ-3 к МИБАРИ 1:1, показатель КSag резко падает и практически стабилизируется. Таким образом, седиментационная устойчивость достигается уже при концентрации МИБАРИ 50 %. В отличие от КSag, коэффициент стабильности Кст продолжает планомерно снижаться, что говорит о постоянном уменьшении разности плотностей по всему объему пробы. При КSag = 0,5 оседание барита отсутствует, при значении КSag более 0,52 – наблюдаются проблемы с поддержанием утяжелителя во взвешенном состоянии. Лучшую седиментационную устойчивость показал ИЭР с концентрацией МИБАРИ 100 % и нулевой концентрацией барита КБ-3.
РИСУНОК 1. Зависимость коэффициента стабильности и коэффициента оседания, от соотношения Барит КБ-3 / Petro Grav
Для показателей коэффициента стабильности и коэффициента оседания составлены уравнения линейной регрессии.
Линейное уравнение для коэффициента стабильности (Кст) имеет вид:
Линейное уравнение коэффициента осаждения (КSag) имеет вид:
Таким образом, увеличение добавки МИБАРИ на один процент снижает коэффициент стабильности в среднем на 0,001. Установлено, что коэффициент осаждения снижается в два раза медленнее, чем коэффициент стабильности. Значение свободного члена 0,148 и 0,547 (точек пересечения с осью y) показывает, что барит КБ-3 (при x = 0) имеет наихудший показатель Кст. Стабилизирующий эффект МИБАРИ доказывает знак минус «х».
Сопоставление параметров подтверждает высокую сходимость результатов. Показатель коэффициента стабильности (Кст) более чувствителен к изменению состава в диапазоне разницы плотностей от 0,144 до 0,038. Показатель оседания частиц демонстрирует значительное резкое снижение при переходе от 100%-ного КБ-3 к соотношению 50/50. При увеличении концентрации МИБАРИ в смеси Барит КБ-3 / Petro Grav изменения показателя КSag становятся менее выраженными.
Для определения статистической связи между Кст и КSag воспользуемся формулой К. Пирсона и рассчитаем коэффициент корреляции (R) (формула 3):
(3)
где xi – значение Кст;
yi – значение КSag;
– средние арифметические значения этих выборок.
Расчетами установлено, что коэффициент корреляции Пирсона r = 0,934, что свидетельствует о высокой положительной корреляции по шкале Чеддока. Таким образом, методы оценки седиментационной устойчивости (по разности плотностей и оседанию частиц) изменяются синхронно, то есть улучшение одного показателя неизменно ведет к улучшению другого. Отсюда можно сделать вывод, что для оперативного контроля седиментационной устойчивости раствора можно ограничиться одним замером показателя стабильности (Кст), поскольку он с высокой точностью отражает динамику и намного проще в исполнении, чем показатель оседания частиц.
Расчетное значение коэффициента детерминации составило R2 = 0,872, то есть в 87 % случаев изменение коэффициента оседания напрямую объясняется изменением коэффициента стабильности [8]. Значение уровня значимости (p-value), согласно расчетам, больше 0,05 (р = 0,006), что указывает на статистически значимую связь.
Высокую корреляцию определяет переход от чистого КБ-3 к смеси с МИБАРИ, это видно по диаграмме (рисунок 1), когда обе кривые при соотношении 50/50 выполаживаются, что говорит о достижении «порога стабильности» системы.
Математический анализ подтверждает тесную связь между методами. Значение «r» = 0,934 доказывает, что замена КБ-3 на МИБАРИ одинаково эффективно снижает как статическое расслоение (по плотности), так и динамическое оседание частиц (рисунок 2).
РИСУНОК 2. Диаграмма рассеяния – графическое отображение взаимосвязи между показателями (Кст и КSag) в системе координат
Несоответствие расчетных концентраций при анализе корреляционной зависимости (рисунок 2) и прямых измерений (рисунок 1) обусловлено высокой чувствительностью системы при добавке первых пятидесяти процентов микробарита. Линейная модель регрессии сглаживает резкий качественный переход в точке 50/50 и дает общую оценку корреляции. Выбор данного соотношения как оптимального обоснован достижением нормативных требований безопасности (КSag < 0,52), несмотря на то, что математическая модель указывает на более глубокую стабилизацию при достижении 75 % концентрации МИБАРИ.
Все шесть опытных образцов инвертных эмульсионных растворов показали хорошие реологические характеристики до и после термического воздействия. Тиксотропные свойства опытных растворов до и после термостарения остаются стабильными, коэффициент тиксотропии не превышает значение 1,9 при оптимальных значениях 1,5–3. Хорошие структурные свойства раствора обеспечивают высокую стабильность раствора в отношении процессов седиментации. Устойчивость эмульсии к коалесценции после термостатирования подтверждается показателем электростабильности, который хоть и снижается, но остается высоким, и инверсии ИЭР не происходит. Постоянство показателей электростабильности при 22 0С обусловлено высокой структурной вязкостью дисперсионной среды, ограничивающей подвижность фаз. Микробарит в результате высокой дисперсности и увеличения поверхности раздела адсорбирует большее количество эмульгатора по сравнению с баритом КБ-3, вызывая коалесценцию капель воды и несколько снижая электростабильность ИЭР.
Заключение
В ходе проведенных исследований была изучена седиментационная устойчивость инвертного эмульсионного раствора при варьировании соотношения стандартного барита КБ-3 и микробарита МИБАРИ. На основании полученных данных можно сделать следующие выводы:
1. Влияние дисперсности на стабильность. Установлено, что замена стандартного утяжелителя КБ-3 на высокодисперсный МИБАРИ приводит к существенному повышению стабильности системы. Значение коэффициента стабильности (Кст) снизилось в 3,8 раза (с 0,144 до 0,038 г/см³), а фактор оседания (КSag) приблизился к требуемому показателю, снизившись с 0,562 до 0,504.
2. Математическая достоверность. Полученное уравнение линейной регрессии обладает высокой прогностической способностью (R2 = 0,985). Это позволяет с высокой точностью рассчитывать необходимую долю микробарита для достижения целевых показателей стабильности.
3. Корреляция методов контроля. Между показателями Кст и КSag выявлена высокая положительная корреляция (r = 0,934). Это подтверждает сходимость различных методик оценки седиментации и позволяет использовать замер разности плотностей (Кст) как надежный индикатор структурной устойчивости раствора.
4. Технологические рекомендации. Для обеспечения безаварийного бурения в условиях риска возникновения седиментационных пробок (КSag > 0,52) рекомендуется использовать смеси с содержанием МИБАРИ не менее 50 %. Полный переход на микробарит МИБАРИ обеспечивает максимальную технологическую надежность раствора без необходимости избыточного химического регулирования.
Литература
1. Аксенова Н.А., Рожкова О.В. Буровые промывочные жидкости и промывка скважин: учебное пособие в 3-х томах. Т. 1. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. 168 с.
2. Игнатьев С.В., Придворов М.С., Евдокимов С.А. и др. Проектирование и инжиниринг буровых растворов для строительства скважин в условиях высоких температур и давлений // Бурение и нефть. 2023. № 3. С. 34–47.
3. Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Христенко А.В. и др. Управление свойствами инвертно-эмульсионного бурового раствора // Бурение и нефть. 2014. № 5. С. 31–34.
4. Некрасова И.Л. Совершенствование критериев оценки качества буровых растворов на углеводородной основе в зависимости от горно-геологических условий их применения // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2018. Т. 18. № 2. С. 129–139. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.3.
5. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. 664 с.
6. Тирон Д.В. Методы исследования седиментационной устойчивости растворов на углеводородной основе // Наука и бизнес: пути развития. – 2015. – № 10. – С. 10–13.
7. Тирон Д.В., Уляшева Н.М. К вопросу о термодинамической неустойчивости растворов на углеводородной основе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 8. С. 25–30.
8. Шорохова И.С. Статистические методы анализа: учебное пособие / И.С. Шорохова, Н.В. Кисляк, О.С. Мариев; М-во образования и науки Российской Федерации, Уральский федеральный университет. – Екатеринбург: Издательство Уральского университета, 2015. – 300 с. – ISBN 978-5-7996-1633-5.
9. Stroud B. K. Application of mud-laden fluids to oil or gas wells: Pat. 1575945 USA. № 630656; filing date 05.04.1923; publ. date 09.03.1926. 3 p.
10. Zamora M. et al. Study on the volumetric behavior of base oils, brines, and drilling fluids under extreme temperatures and pressures // SPE Drilling & Completion. 2013. Vol. 28. № 3. P. 278–288.
