Ключевые слова: ингибирование глин, KCl, аминный ингибитор, TerraHib Prime, синергетический эффект, буровые растворы.
При строительстве нефтяных и газовых скважин одной из наиболее распространенных причин осложнений является взаимодействие бурового раствора с глинистыми породами [1–3]. Контакт фильтрата бурового раствора с гидрофильными минералами, прежде всего монтмориллонитом, иллитом и смешаннослойными образованиями, сопровождается гидратацией, набуханием и диспергированием глин, что приводит к ухудшению устойчивости стенок скважины [2, 4]. Последствием данных процессов могут являться осыпи и обвалы пород, сужение ствола скважины, рост крутящего момента и сопротивления при спуско-подъемных операциях, ухудшение очистки ствола, дифференциальные прихваты и увеличение непроизводительного времени [1, 5]. В условиях бурения протяженных горизонтальных участков и высокоинтенсивных режимов циркуляции требования к эффективности ингибирования глин становятся особенно высокими [3].
На протяжении многих десятилетий наиболее широко применяемыми ингибированными буровыми растворами на водной основе оставались хлоркалиевые системы [4, 6]. Использование KCl обусловлено высокой эффективностью ионов калия в процессах катионного обмена с межслоевыми катионами глинистых минералов [6, 7]. Калий способствует снижению степени гидратации и набухания глин за счет стабилизации межпакетного пространства и уменьшения проникновения воды в структуру минерала [6]. Дополнительными преимуществами KCl-систем являются сравнительно простая рецептура, высокая технологическая освоенность и возможность применения в широком диапазоне плотностей и температур [4].
РИСУНОК 1. Механизм ингибирования глин под действием хлористого калия [6]
Несмотря на широкое распространение, применение хлоркалиевых систем сопровождается рядом ограничений [3, 8]. Для достижения выраженного ингибирующего эффекта зачастую требуются высокие концентрации KCl, что приводит к увеличению плотности раствора, росту коррозионной активности, ухудшению экологических характеристик и повышению затрат на утилизацию отработанных растворов [8, 9]. Кроме того, высокая концентрация солей может оказывать негативное влияние на эффективность ряда полимерных реагентов, ухудшать реологические параметры бурового раствора и ограничивать возможность его применения в экологически чувствительных районах [3].
В связи с этим в последние годы наблюдается активный поиск альтернативных и комбинированных подходов к ингибированию глин [7, 10]. Одним из наиболее перспективных направлений является использование аминных ингибиторов [10, 11]. Аминные соединения способны адсорбироваться на поверхности глинистых минералов, снижать степень гидратации за счет образования гидрофобизированного защитного слоя, а также участвовать в механизмах катионного обмена [10]. В отличие от традиционных солевых систем аминные ингибиторы позволяют достигать выраженного ингибирующего эффекта при существенно меньшей минерализации раствора [11]. Дополнительный интерес к данным реагентам обусловлен возможностью их адаптации под различные геолого-технические условия бурения и совместимостью с современными полимерными системами [7].
РИСУНОК 2. Механизм ингибирования глин аминами [12]
Особую важность представляет изучение совместного применения KCl и аминных ингибиторов [10, 11]. Комбинированные системы потенциально позволяют реализовать синергетический эффект, при котором калиевый компонент обеспечивает ионное ингибирование и стабилизацию межслоевого пространства глин, а аминные соединения дополнительно снижают гидратацию и диспергирование поверхности породы [11]. Такой подход может обеспечить снижение требуемой концентрации KCl при сохранении или повышении ингибирующей способности раствора. Одновременно с этим перспективным направлением является разработка систем, основанных преимущественно или полностью на аминных ингибиторах, способных частично заменить традиционные хлоркалиевые растворы [10].
Таким образом, развитие подходов к ингибированию глин в настоящее время связано не только с повышением эффективности стабилизации глинистых пород, но и с необходимостью снижения минерализации буровых растворов, повышения экологической безопасности и адаптации ингибирующих систем к современным условиям строительства скважин [8, 10]. В связи с этим особый интерес представляет сравнительная оценка эффективности систем с хлоридом калия в качестве традиционного ингибитора глин, а также составов с аминными ингибиторами. Настоящая работа посвящена исследованию ингибирующей способности KCl и аминных ингибиторов TerraHib Prime от компании «Химпром», а также изучению возможного синергетического эффекта при их совместном применении с целью повышения устойчивости глинистых пород и оптимизации состава буровых растворов.
Методы
Исследование ингибирующей эффективности KCl, TerraHib Prime и их сочетания в составе бентонитовых суспензий
Состав бентонитовых суспензий для определения ингибирующей эффективности KCl, TerraHib Prime и их сочетания по методу мерных цилиндров, а также для определения времени капиллярной пропитки представлен в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1. Рецептуры растворов для проведения испытания по методу мерных цилиндров и определения времени капиллярной пропитки
Определение степени ингибирования бентонита методом мерных цилиндров
Объем раствора для испытаний составляет 100,0 мл.
Приготовление суспензии без ингибиторов глин (раствор № 1, табл. 1). В стакан наливают дистиллированную воду и ставят под мешалку. При постоянном перемешивании не менее 1500 об/мин в воду вводят подготовленную глину с содержанием ММ более 82 % в количестве 5 г. Перемешивают 5 минут. Полученную суспензию помещают в цилиндр объемом 100 см3 и через 30 минут оценивают объем суспензии, фиксируют значение (V1, мл).
Приготовление суспензий с ингибиторами глин (растворы № 2–4, табл. 1). В стакан наливают дистиллированную воду и ставят под мешалку. При перемешивании добавляют испытуемый образец ингибитора (KCl, TerraHib Prime или их сочетание). Далее при постоянном перемешивании не менее 1500 об/мин в воду вводят подготовленную глину с содержанием ММ более 82 % в количестве 5 г. Перемешивают 5 минут. Полученную суспензию помещают в цилиндр объемом 100 см3 и через
30 минут оценивают объем суспензии, фиксируют значение (V2, мл).
Степень ингибирования глины (X) вычисляют по формуле (1):
Определение времени капиллярной пропитки для ингибированных растворов
Объем раствора для испытаний составляет 50,0 мл.
Приготовление суспензий без ингибиторов глин (раствор № 1, табл. 1). В пластиковую бутыль наливают дистиллированную воду и добавляют 5 г глинопорошковой смеси, которая состоит из 4,15 г (83 %) кварцевой муки и
0,85 г (17 %) натриевого бентонита с содержанием ММ 82 %. Плотно закрывают бутыль крышкой и тщательно взбалтывают в течение 5 минут. Производят выдержку полученного раствора в течение 24 часов.
Приготовление суспензий с ингибиторами глин (растворы № 2–4, табл. 1). В пластиковую бутыль наливают дистиллированную воду, добавляют испытуемый образец ингибитора (KCl, TerraHib Prime или их сочетание) и перемешивают. Далее к полученному раствору добавляют 5 г глинопорошковой смеси, которая состоит из 4,15 г (83 %) кварцевой муки и 0,85 г (17 %) натриевого бентонита с содержанием ММ 82 %. Плотно закрывают бутыль крышкой и тщательно взбалтывают в течение 5 минут. Производят выдержку испытуемого раствора в течение 24 часов.
Определение времени капиллярной пропитки для испытуемых растворов. Проводят с использованием таймера всасывающего капилляра OFITE Capillary Suction Timer. После 24 часов активации испытуемых растворов каждый из них перед определением тщательно взбалтывают до образования однородной смеси в бутыли. Набирают в шприц 3,0 см3 испытуемого раствора и вводят раствор через воронку из нержавеющей стали в испытательную головку. Жидкость из образца поглощается хроматографической бумагой регулятора капиллярного всасывания по радиальной схеме с увеличивающимся диаметром. Как только жидкость достигает первой пары контактов, раздается сигнал и таймер начинает отсчет времени. Когда жидкость достигнет третьего контакта, отсчет времени заканчивается и раздается сигнал об окончании определения, фиксируют время для каждой из суспензий.
Исследование коррозионной активности KCl и TerraHib Prime
Проводят согласно ГОСТ Р 9.905-2007 «Методы коррозионных испытаний». Испытуемые растворы готовят по рецептурам № 2 и 3 (табл. 1). Перед началом испытаний и по их завершении производят измерение массы и линейных параметров стальных пластин, которые выдерживают в испытуемых растворах в течение 24 часов при температуре 70 °C.
Скорость коррозии (rcorr) для каждой из стальных пластин вычисляют как потерю массы на единицу площади за рассматриваемый период времени по формуле (2):
где rcorr – скорость коррозии, выраженная в граммах на квадратный метр за один год, г/(м2 год);
∆m – потеря массы, выраженная в граммах, г;
A – площадь поверхности стальной пластины, выраженная в квадратных
метрах, м2;
t – время выдержки, выраженное в годах, год.
Исследование ингибирующей эффективности KCl, TerraHib Prime и их сочетания в составе буровых и биополимерных растворов
Приготовление бурового раствора
В качестве бурового раствора для лабораторных исследований был принят проектный раствор для бурения интервала под эксплуатационную колонну с корректировкой отдельных компонентов его рецептуры для оценки влияния ингибиторов. Приготовление раствора выполняют поэтапно: в заранее отмеренный объем технической воды последовательно вводят реагенты при интенсивном перемешивании, соблюдая установленный порядок ввода для обеспечения полного перемешивания каждого компонента (табл. 2).
ТАБЛИЦА 2. Рецептура бурового раствора для проведения испытаний по определению диспергирующей способности и линейного набухания бентонита
Определение диспергирующей способности ингибированных буровых растворов
В начале эксперимента высушенную пробу бурового шлама фракции
2,00–4,76 мм взвешивают (20 г) и перемешивают с испытуемым раствором (табл. 2) в объеме 350 мл. Затем заполняют термоячейку полученным раствором и помещают в роликовую печь. Термостатируют с вращением роликов в течение 12–16 часов при температуре 75 °С, а после раствор пропускают через сито с размером ячеек 0,177 мм (80 меш.), оставшиеся на сите частицы бурового шлама промывают, сушат и взвешивают.
Долю твердой фазы (П), которая сохраняется в глинистой суспензии (не диспергирует), вычисляют по формуле (3):
где П – ингибирующая способность раствора, %;
Pсух.ост – вес сухого остатка шлама после термостатирования, г;
20 – навеска шлама, используемого для анализа, г.
Диспергирующую способность (D) вычисляют по формуле (4):
Определение линейного набухания бентонита (LSM) в ингибированных буровых растворах
Для приготовления таблеток-образцов в работе использовался хакасский бентонит с высоким содержанием монтмориллонита, который характеризуется выраженной способностью к набуханию и поэтому является показательным материалом для оценки ингибирующих свойств раствора.
Порошкообразный бентонит массой 20 г прессуют в двухкамерном гидравлическом компакторе, входящем в комплект прибора LSM. Прибор LSM калибруют в соответствии с инструкцией компании. Далее изготовленные таблетки-образцы изолируют металлической сеткой и закрепляют на датчике измерения линейного набухания. Затем пробы бурового раствора (табл. 2) с различными ингибиторами заливают в емкости прибора и в течение 66 часов записывают график набухания бентонита в испытуемых растворах.
Определение устойчивости биополимерных растворов к загрязнению глинопорошком (ПБН)
Для приготовления испытуемого раствора добавляют реагенты в порядке, указанном в таблице 3, перемешивая в течение заданного времени на верхнеприводной мешалке. Когда все реагенты введены и выдержано время перемешивания, убирают стакан с перемешивателя.
ТАБЛИЦА 3. Рецептура биополимерного раствора для определения устойчивости к загрязнению глинопорошком (ПБН)
Приготовленный раствор выдерживают в течение 24 часов и далее разделяют на четыре равные части: 1 – базовый раствор, 2 – раствор с KCl (50 кг/м3), 3 – раствор с TerraHib Prime (20 л/м3), 4 – раствор с KCl (50 кг/м3) и TerraHib Prime (20 л/м3). Далее каждую из четырех полученных частей делят еще на 6 равных частей и производят последовательное добавление глинопорошка ПБН в растворы с перемешиванием в течение 2 часов: 1 – раствор без ПБН, 2 – раствор с ПБН (50 кг/м3), 3 – раствор с ПБН (100 кг/м3), 4 – раствор с ПБН (150 кг/м3), 5 – раствор с ПБН (200 кг/м3), 6 – раствор с ПБН (250 кг/м3). Далее проводят термостатирование загрязненных ПБН растворов при Т = 20 °C в течение 16 часов. Затем производят измерение реологии.
Результаты и их обсуждение
Одной из актуальных проблем при исследовании ингибирующих систем на основе KCl и аминных соединений является отсутствие единого подхода к оценке их эффективности в лабораторных условиях. На практике многие недропользователи и сервисные компании ограничиваются каким-либо одним из методов оценки функциональных свойств, который не всегда способен полностью отразить его фактическую способность стабилизировать глинистые породы. Комплексная оценка ингибирующей эффективности позволяет сделать более широкое представление о работе ингибитора.
Исследование ингибирующей эффективности KCl, TerraHib Prime и их сочетания в составе бентонитовых суспензий
Определение степени ингибирования бентонита методом мерных цилиндров
Сравнение эффективности KCl и TerraHib Prime с применением метода мерных цилиндров показало, что степени ингибирования бентонита с использованием хлористого калия, ингибитора TerraHib Prime и их сочетания очень схожи и отличаются незначительно. Это можно воспринимать как сигнал о высокой степени перспективности TerraHib Prime в качестве альтернативы хлориду калия.
Определение времени капиллярной пропитки для ингибированных растворов
Результаты определения времени капиллярной пропитки показали, что для раствора KCl наблюдается наиболее высокое значение времени проникновения жидкости, составившее 35 с. Для растворов с TerraHib Prime и сочетанием
KCl + TerraHib Prime данный показатель оказался существенно ниже (более чем на 30 %) и составил 22 и 23 с соответственно (рис. 3). Полученные результаты могут свидетельствовать о различии механизмов взаимодействия исследуемых ингибирующих систем с глинистой породой и о характере проникновения раствора в структуру глин. Это может подтверждать, что аминные ингибиторы реализуют иной механизм стабилизации, связанный не только с замедлением проникновения жидкости, но и с адсорбцией на поверхности глинистых минералов и последующей их гидрофобизацией.
РИСУНОК 3. Результаты определения времени капиллярной пропитки для ингибированных растворов
Исследование коррозионной активности KCl и TerraHib Prime
Оценка коррозионной активности ингибиторов глинистых сланцев является важным этапом исследования, так как реагенты бурового раствора способны оказывать влияние на состояние бурового оборудования и металлоемких элементов циркуляционной системы. Гравиметрический анализ показал, что скорость коррозии для раствора TerraHib Prime составляет 0,004 мм/год, тогда как для раствора KCl данный показатель составляет 0,002 мм/год. При этом по итогам испытаний KCl-систем наблюдались признаки питтинговой коррозии (рис. 4), способной вызывать локальные повреждения металлической поверхности. В отличие от равномерной коррозии, сопровождающейся постепенным уменьшением толщины металла по всей поверхности, питтинговая коррозия характеризуется образованием локальных глубоких язв и дефектов, которые значительно сложнее контролировать. Данный тип коррозионного разрушения представляет повышенную опасность для бурового оборудования, поскольку даже при относительно низких средних скоростях коррозии может приводить к преждевременному выходу из строя труб, насосного оборудования и элементов циркуляционной системы вследствие локального нарушения целостности металла.
РИСУНОК 4. Исследование коррозионной активности ингибиторов
Исследование ингибирующей эффективности KCl, TerraHib Prime и их сочетания в составе буровых и биополимерных растворов
Определение диспергирующей способности ингибированных буровых растворов Анализ результатов определения диспергирующей способности буровых растворов, содержащих ингибиторы KCl, TerraHib Prime и систему KCl + TerraHib Prime, показал, что наибольшую сохранность шлама и минимальную степень разрушения частиц в динамических условиях обеспечивает раствор с TerraHib Prime (рис. 5). Для системы на основе KCl наблюдалась более высокая степень диспергирования глинистых частиц, тогда как комбинированный раствор KCl + TerraHib Prime занимал промежуточное положение, демонстрируя более высокую устойчивость шлама по сравнению с KCl. Высокая эффективность TerraHib Prime, по-видимому, связана с механизмом адсорбции аминного ингибитора на поверхности глинистых минералов с последующей гидрофобизацией поверхности и повышением прочности агрегатов. В отличие от KCl, основной механизм действия которого связан преимущественно с катионным обменом, аминные ингибиторы способны дополнительно снижать диспергирование и механическое разрушение глинистых частиц.
Полученные результаты соотносятся с литературными данными, согласно которым аминные ингибиторы часто демонстрируют более высокую эффективность именно в тестах на диспергирование и сохранность шлама по сравнению с традиционными хлоркалиевыми системами. В ряде публикаций отмечается, что адсорбционно-гидрофобизационный механизм действия аминных ингибиторов обеспечивает более устойчивую стабилизацию глинистых частиц в условиях механического воздействия и циркуляции бурового раствора.
РИСУНОК 5. Результаты определения диспергирующей способности ингибированных буровых растворов
Определение линейного набухания бентонита (LSM) в ингибированных буровых растворах
Анализ результатов испытаний методом LSM показал, что наименьший прирост объема глинистой таблетки наблюдается при использовании комбинированной системы KCl + TerraHib Prime. В системах, содержащих только KCl или TerraHib Prime, также наблюдалось снижение степени набухания глинистой таблетки, однако эффективность данных растворов оказалась ниже, чем у системы с совместным присутствием KCl и TerraHib Prime. Полученные результаты могут свидетельствовать о наиболее эффективном подавлении процессов гидратации и набухания глинистой породы при совместном применении хлористого калия и аминного ингибитора за счет сочетания двух различных механизмов ингибирования.
РИСУНОК 6. Линейное набухание бентонита в динамических условиях (LSM) при испытании в ингибированных буровых растворах
Определение устойчивости биополимерных растворов к загрязнению глинопорошком (ПБН)
Результаты исследования устойчивости биополимерных растворов к загрязнению глинопорошком показали, что в растворе без ингибиторов при введении бентонита происходит резкое изменение реологических характеристик, связанное с интенсивной гидратацией и диспергированием глинистых частиц. Для ингибированных систем на основе KCl, TerraHib Prime и комбинированного раствора KCl + TerraHib Prime изменения реологических параметров были значительно менее выражены даже при концентрации бентонита свыше 200 кг/м³, что свидетельствует о высокой устойчивости данных систем к загрязнению глинистой фазой. Высокая степень сходства кривых для систем с KCl и TerraHib Prime указывает также и на то, что, даже действуя в одиночку, аминный ингибитор TerraHib Prime способен обеспечивать незначительные изменения реологии при меньшей собственной концентрации, чем KCl (20 л/м³ против 50 кг/м³).
РИСУНОК 7. Изменение реологических параметров при испытании устойчивости биополимерных растворов к загрязнению глинопорошком (ПБН)
Заключение
Сводные данные о наиболее эффективных результатах испытаний с применением комплекса методик для оценки функциональных свойств хлорида калия и ингибитора TerraHib Prime представлены в таблице 4.
ТАБЛИЦА 4. Результаты испытаний ингибиторов в составе бентонитовых суспензий и буровых и биополимерных растворов
Результаты свидетельствуют о перспективе применения именно совместного использования ингибиторов KCl и TerraHib Prime благодаря синергетическому эффекту, сочетающему два различных механизма ингибирования глин и направленному на повышение устойчивости глинистых пород. Кроме того, ингибитор TerraHib Prime можно рассматривать как альтернативу хлористому калию для систем с АНПД, так как он имеет высокие показатели эффективности, а также способен снижать влияние побочных факторов – коррозии и экологической нагрузки. Для достижения наилучшего результата при бурении необходимо подбирать концентрацию TerraHib Prime с учетом геологических условий конкретной скважины.
Литература
1. Darley H. C. H. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids / H. C. H. Darley, G. R. Gray. – 5th ed. – Houston : Gulf Professional Publishing, 1988. – 675 p. – DOI: отсутствует.
2. Caenn R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids / R. Caenn, H. C. H. Darley, G. R. Gray. – 6th ed. – Burlington : Elsevier, 2011. – 720 p. – DOI: 10.1016/C2009-0-61873-9.
3. Amanullah M. Nano-technology — Its significance in smart fluid development for oil and gas field application / M. Amanullah, A. M. Al-Tahini // SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium. – 2009. – SPE-126102-MS. – DOI: 10.2118/126102-MS.
4. Van Oort E. On the physical and chemical stability of shales / E. van Oort // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2003. – Vol. 38. – P. 213–235. – DOI: 10.1016/S0920-4105(03)00034-2.
5. Van Oort E. Physico-chemical stabilization of shales / E. van Oort // SPE Drilling & Completion. – 1997. – Vol. 12. – № 3. – P. 137–146. – DOI: 10.2118/28309-PA.
6. Patel A. Designing inhibitive water-based muds for troublesome shale formations / A. Patel, E. Stamatakis, S. Young // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. – 2007. – SPE-106476-MS. – DOI: 10.2118/106476-MS.
7. Quintero L. Amines as shale inhibitors in water-based drilling fluids / L. Quintero, T. Jones, D. E. Clark // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 1995. – SPE-30499-MS. – DOI: 10.2118/30499-MS.
8. Friedheim J. Advances in inhibitive water-based drilling fluids can reduce the environmental footprint while drilling troublesome shales / J. Friedheim, A. Patel // AADE Fluids Conference. – 2004. – AADE-04-DF-HO-13. – DOI: отсутствует.
9. Isambourg P. Mechanisms of shale inhibition by potassium salts / P. Isambourg, H. Jullia, A. Audibert // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1999. – Vol. 38. – № 13. – P. 1–8. – DOI: 10.2118/99-13-05.
10. Mohammed M. A. Evaluation of amine-based shale inhibitors in water-based drilling fluids / M. A. Mohammed, A. H. Al-Basry // Egyptian Journal of Petroleum. – 2016. – Vol. 25. – P. 523–531. – DOI: 10.1016/j.ejpe.2015.10.005.
11. Shen H. Mechanism study of polyamine shale inhibitor for water-based drilling fluids / H. Shen, G. Jiang, Y. Li // Applied Clay Science. – 2013. – Vol. 86. – P. 95–101. – DOI: 10.1016/j.clay.2013.10.003.
12. Al-obaidi S.S., Evan D., Kharlamov S.N. Progress on clay swelling inhibitors: a comprehensive review // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. – 2024. – Vol. 335. – No. 10. – P. 146–166. – DOI: 10.18799/24131830/2024/10/4868.
