CC BY
267
УДК 622 244.4:622.248.3
БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ
1 9
© Е.Н. Буглов1, Е.Г. Васенёва2
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены сведения по бурению скважин на нефть и газ в условиях сероводородной агрессии и некоторые методы снижения отрицательного действия сероводорода на показатели буровых и тампонажных растворов. Библиогр. 8 назв.
Ключевые слова: буровые растворы; крепление скважин; токсичность; коррозийность; рапопроявление; агрессивность; рапа.
WELL DRILLING UNDER HYDROGEN SULFIDE AGGRESSION E.N. Buglov, E.G. Vasenyova
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article reports on drilling oil and gas wells under conditions of hydrogen sulfide aggression. It discusses some methods to reduce the negative effect of hydrogen sulfide on the performance of drilling muds and cement slurries. 8 sources.
Key words: drilling muds; well casing; toxicity; corrosiveness; brine manifestation; aggressiveness; brine.
Характерной особенностью геологического разреза месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири является наличие мощных соленосных толщ-покрышек над нефтегазовыми отложениями, при проходке которых нередко возникают тяжелые геологические осложнения или даже становится невозможным дальнейшее бурение скважины из-за проявления высокоминерализованных вод - рапы. Эти аномально напорные фонтаны внутресолевых рассолов имеют минерализацию до 600 г/литр, высокие дебиты (600 м3/сутки и более) и агрессивно воздействуют на буровое оборудование, буровой инструмент и обсадные колонны.
Поступающая в скважину пластовая вода часто обладает большой токсичностью вследствие содержания в ней сероводорода (И23), что создает дополнительные трудности нормальному протеканию производственного процесса. Примерами ликвидации такого рапопроявления, осложненного сероводородной агрессией, являются технологические работы на скважинах Ковыктинского ГКМ (скважины № 64,61,55), Хандинской площади (скважина № 5), Дулисьминского НГКМ и др.
И23 - бесцветный газ, очень ядовитый и имеющий характерный запах гниющего белка. Н2Б встречается в вулканических газах и водах минеральных источников. Образование его происходит также а результате деструктивного разложения органических сернистых отложений, находящихся в материнских породах и коллекторах углеводородов.
Отрицательное действие Н2Б проявляется в трех сферах:
1. Токсичность - воздействие на человека. Дли-
тельное дыхание воздуха, содержащего этот газ, даже в небольших количествах вызывает тяжелые отравления человека.
2. Коррозийность - отрицательное воздействие на ресурс оборудования. Под влиянием Н2Б возможна коррозия металла в зависимости от свойств и времени контакта с газами.
3. Воздействие на свойства буровых растворов.
Изоляция зон рапопроявлений осуществляется
путем перехода на использование утяжеленного бурового раствора плотностью 1920+2300 кг/м3, но как правило пробурить скважину на нем до проектной глубины проблематично из-за его коагуляции при контакте с пластовой водой и сероводородом. Действие сероводорода на промывочную жидкость можно наблюдать визуально по её загрязненной поверхности, несмотря на то что химическая реакция в результате поступления сероводорода (Н2Б) протекает в основном на забое скважины. Загрязненный им буровой раствор имеет черный или зеленоватый цвет и сильно флоккулирован. В связи с кислой природой Н2Б происходит резкое уменьшение водородного показателя (рН). Степень его уменьшения зависит от буферной способности промывочной жидкости. Её реологические свойства ухудшаются, но одновременно резко повышается показатель фильтрации. В результате увеличения условной вязкости буровой раствор может стать не прокачиваемым. Введение щелочи с диспергирующими добавками способствует восстановлению его реологических свойств, но только при определенной степени загрязнения сероводородом [4].
Обнаружение Н2Б в буровом растворе или в воз-
1Буглов Егор Николаевич, аспирант, тел.: (3952) 405256. Buglov Egor, Postraduate, tel.: ( 3952) 405256.
2Васенёва Елена Георгиевна, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405256, e-mail: elenavase-neva@mail.ru
Vasenyova Elena, Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405256, e-mail: elenavaseneva@mail.ru
духе дает повод для принятия экстренных мер. Самый простой экспресс-метод - использование полосок бумаги, пропитанных уксуснокислым свинцом. При контакте с H2S в результате реакции, сопровождающейся образованием сульфида свинца, бумага темнеет. Этот метод дает приблизительную оценку количества H2S. Существуют другие способы обнаружения сульфидов в буровом растворе, базирующиеся на химических реакциях, например, утяжеление раствора железистыми утяжелителями, солями меди и др.
С этой же целью применяются специальные добавки для химической нейтрализации H2S и водорастворимых соединений.
Поглощают H2S материалы, в состав которых входят соли поливалентных металлов (соединения хрома, цинка и др.).
Эффективность нейтрализаторов зависит от величины рН раствора, например, при рН=10-11 обеспечивается безопасная концентрация H2S.
Нейтрализация протекает по следующей схеме:
H2S+NaOH^NaHS+H2O или
H2S+2NaOH^NaHS+2H2O.
Нейтрализацию H2S обеспечивает гематит и магнетит:
Fe2O4+4 H2S ^FeS+4H2O.
Эффективны реагенты на основе двуокиси магния «^гсп HS» для использования во всех системах буровых растворов, в том числе и высокоминерализованных, которые рекомендует ООО «Промышленная химия» (г. Казань).
«^гсп HS» образует при взаимодействии с H2S инертное соединение, не оказывающее влияния на свойства бурового раствора. Он эффективен при широких значениях рН среды.
Оптимальная концентрация реагента, вводимого в буровой раствор, 1,0% (1-10 кг/м3).
Существует множество дорогостоящих добавок, нейтрализующих H2S.
В последние годы в рассматриваемом регионе проявление H2S считается одним из опаснейших осложнений при бурении скважин, способствующим значительному увеличению затрат времени и средств на его ликвидацию. При попадании в буровой раствор его показатели изменяются до чрезмерных значений и раствор теряет восприимчивость к химической обработке.
С целью решения этой проблемы были проведены исследования по взаимодействию сероводорода с отходами целлюлозно-бумажных предприятий: Байкальского, Соликамского, Пермского, Красноярского -по использованию их в качестве основного компонента буровых растворов.
В состав этих отходов традиционно входят, %: лигнин - 40-50, активный ил - 10-15, целлюлоза - 1520. В составе шлам-лигнина Байкальского ЦБК дополнительно присутствует глинозем и ПАВ (полиакрила-мид). Присутствие этих компонентов обусловлено результатом физико-химической очистки сточных вод сульфат-целлюлозного производства путем их обработки сернокислым алюминием и полиакриламидом с последующим сгущением методом напорной флота-
ции и термической сушки. Такая технология сушки отходов на БЦБК связана с экологией озера Байкал. Присутствие в осадке полиакриламида существенно отличает этот отход от отходов других целлюлозно-бумажных предприятий.
Исследованиями, проведенными ранее, показано, что введение в буровой раствор в качестве основного компонента шлам-лигнина - отхода Байкальского ЦБК - позволяет повысить устойчивость раствора к хлористому натрию вплоть до насыщения, сократить расход глинопорошков и дорогостоящих реагентов-стабилизаторов, а в ряде случаев заменить их полностью. Результаты промышленных испытаний растворов на основе этого отхода для бурения неустойчивых глинистых пород и соленосных отложений, а также для предупреждений и ликвидации многих осложнений показали перспективность использования его на месторождениях Восточной Сибири и Якутии [5].
Дополнительной проблемой является то, что ра-попроявления и сопутствующий им H2S, как правило, имеют аномально высокие пластовые давления и требуют применения для вскрытия утяжеленных буровых растворов, устойчивых к полиминеральной агрессии.
При бурении скважин в условиях электролитной коагуляции требуются буровые растворы, которые бы сохраняли высокую стабильность и структурно-реологические свойства, но, как показывает анализ промыслового материала, регулирование этих свойств весьма сложно. Буровые растворы, содержащие глину, имеют ряд существенных недостатков, главным из которых является высокая чувствительность к минерализации. Глинистые растворы в присутствии агрессивных солей, таких которые содержит рапа (хлористый кальций до 70%, соли магния, сульфаты, бром и др.), претерпевают существенные изменения, следовательно, применение их нецелесообразно. Наибольший интерес представляют безглинистые растворы.
Нами разработаны утяжеленные растворы на основе шлам-лигнина Байкальского ЦБК, подобраны соответствующие реагенты для создания реологических свойств, обеспечивающих возможность утяжеления до плотности 2200-2300 кг/м3, установлена их высокая устойчивость к полиминеральной и сероводородной агрессии.
Также подобные растворы разработаны на основе рапы, они обладают высокими реологическими и фильтрационными характеристиками с плотностью более 2000 кг/м3, устойчивы к сероводородной агрессии.
Проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебитами, но и скважины, вскрывшие зоны с небольшими дебитами, которые при невыполнении дополнительных требований к креплению обусловливают формирование открытой пористости в цементном камне во время проведения ОЗЦ и появления межколонных давлений.
Для крепления рапоносных горизонтов и пластов с аномально высокими пластовыми давлениями необходимо использовать тяжелые цементные растворы плотностью до 2300-2350 кг/м3. В зависимости от коэффициента аномальности пластового давления мо-
гут применяться соленасыщенные цементные растворы, плотность которых может быть от 1950 до 2300 кг/м3. В цементных растворах выше указанной плотности необходимо применять утяжеляющие наполнители, в случае сероводородной агрессии - такие как гематит и магнетит. Есть специальный цемент ПЦТ III-Ут3-50, позволяющий создавать с использованием раствора рапы цементный раствор плотностью до 2370-2380 кг/м3 [8].
Особую сложность представляет создание качественной крепи цементного камня на весь период эксплуатации скважины. Сероводород вызывает интенсивное коррозионное поражение как обсадной колонны, так и цементного камня. В зависимости от агрегатного состояния Н^, механизм и скорость разрушения крепи во времени существенным образом меняются.
Когда цементный камень взаимодействует с Н^, растворенным в пластовой воде, поражение камня протекает послойно. Сероводород, проникая в глубь крепи, вступает в химическую реакцию с растворенной гидроокисью кальция. В результате химических реакций поровая жидкость обедняется щелочью, что приводит к термодинамическому равновесию между твердой и жидкой фазами цементного камня. Продукты твердения продолжают растворяться и гидратиро-вать с выделением свободной гидроокиси кальция. Прежде всего, разрушается твердая фаза, представленная кристаллическим гидратом окиси кальция, высокоосновными алюминатами, гидросиликатом и гидроферритом кальция. Нерастворимая часть цементного камня, химически инертная по отношению к сероводороду, образует буферную зону. Она представлена продуктами разложения гидратных фаз в виде гелей и продуктами коррозии в твердой и жидкой фазе и является более проницаемой, чем исходный камень, так как реакционноспособная его часть в процессе гидролиза и растворения перешла в раствор, а затем в виде хорошо растворимых продуктов коррозии - в окружающую среду.
При контакте крепи и газообразного сероводорода происходит проникновение газа по открытым каналам на значительную глубину в цементный камень. Газ растворяется в щелевых порах, заполненных раствором гидроокиси кальция, и диссоциирует [1].
Одним из путей повышения коррозионной стойкости цементного камня является ввод в жидкую фазу тампонажной смеси компонентов, способных к взаимодействию с присутствующим в газе сероводородом.
Образовавшиеся в результате продукты реакции должны представлять собой труднорастворимые соединения, препятствующие проникновению агрессивного агента в крепь.
При сероводородной агрессии рекомендуется применять шлакопесчаные и цементно-шлакопес-чаные смеси с добавкой тонкомолотого песка. При этом цементы и шлаки должны содержать минимальное количество оксидов железа и алюминия. В этом случае большое значение имеет обеспечение высокой плотности цементного камня, поэтому ориентироваться необходимо на минимальные водоцементные соотношения. В данной ситуации наиболее целесообразно применять диатомиты, опоки и другие кремнеземистые материалы с минимальным содержанием оксидов железа и алюминия. Если при наличии сероводородной агрессии возникает необходимость утяжеления тампонажного раствора, то целесообразно использовать не соединения железа, такие как магнетит или гематит, а барит для предотвращения образования дополнительных агрессивных сульфидов.
Для снижения сероводородной агрессии в жидкость затворения можно вводить сульфаты или хлориды металлов. При этом НД проникая в поровую жидкость, связывается в малорастворимые, химически инертные, закупоривающие поровое пространство сульфиды еще до того, как может вступить в реакцию с известью цементного камня. Ввод жидкого или твердого гидрофобного вещества для снижения проницаемости крепи улучшает коррозионную стойкость ко всем агрессивным минеральным средам. При вводе в жидкость затворения органических реагентов на поверхности кристаллов новообразований создается защитная сольватная оболочка, ограничивающая доступ агрессивных сред к соединениям цементного камня. Другие органические вещества, например, класс аминов, взаимодействуя с НД генерируют ор-ганоминеральные соединения, частично предупреждающие разрушение крепи [6].
Проблеме изучения процессов сероводородной коррозии тампонажного камня уделяется большое внимание, однако она остается актуальной, так как нет однозначных выводов о механизме и последствиях этого вида его разрушения. Во многом это вызвано тем, что агрессивность Н^ значительно выше других газов и осложнения, возникающие при его воздействии на материал крепи, более тяжелые, чем при других видах коррозии.
1. Кобышев Н.П. Исследование и разработка технологии строительства скважин в условиях агрессии кислых газов: автореф. дис. ... канд. техн. наук. Тюмень, 2004.
2. Васенёва Е.Г. Рациональные пути решения проблемы утилизации отходов целлюлозно-бумажной промышленности // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2002. №12.
3. Богданов А.В. Комплексная переработка отходов целлюлозно-бумажной промышленности: монография. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2000.
4. Singh A.K., Kohli B.S., Wendt R.P. Методы борьбы с проникновением сероводорода в буровые растворы // Нефтяная
Библиографический список
промышленность. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Экспресс-информ. 1990. Вып.7.
5. Дёмина Т.Н., Николаева Л.В., Циулин В.М. Использование отходов и побочных продуктов промышленных предприятий в бурении. Особенности технологии проводки и закачивания скважин в Восточной Сибири и Якутии. Иркутск: ВостСиб-НИИГГиМС, 1988. С.52-57.
6. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005. 664 с.
7. Современные наукоемкие технологии. 2008. №5.
8. Рябоконь С.Н. Основные направления буровых работ в Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2005. Вып. 6.
