CC BY
108БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
УДК 622.244.442
С.Е. Ильясов, к.т.н., заместитель директора по научной работе в области бурения, добычи и подготовки нефти и газа; С.Г. Попов, инженер 1-й категории, е-mail: Popov@permnipineft.com; Г.В. Окромелидзе, начальник управления проектирования строительства скважин; О.В. Гаршина, к.т.н., начальник отдела технологии строительства скважин; А.М. Нацепинская, к.т.н., ведущий научный сотрудник; Ф.Н. Гребнева, научный сотрудник, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»
ЭМУЛЬСИОННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ - ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ
Обсуждается новый тип эмульсионного бурового раствора, способного под действием комплекса поверхностно-активных веществ (ПАВ) изменять тип эмульсии. Обсуждаются методы и способы, которые могут быть использованы для перевода прямой эмульсии в обратную, и наоборот. Детально описаны области применения технологии.
В последние несколько лет как в российской, так и в мировой нефтегазодобывающей отрасли наметились две тенденции:
• увеличение дебитов скважины за счет технологий повышения нефтеотдачи и нефтеизвлечения как на уже разрабатываемых, так и на новых месторождениях;
• разработка месторождений, которые не эксплуатировались ранее по причине сложных горно-геологических, технологических, климатических и экологических условий, например шельфовых месторождений северных морей и Сахалина.
Если говорить о реализации этих тенденций применительно к строительству скважин, то повышения нефтеизвлечения и нефтеотдачи можно достичь, внедряя строительство скважин с большим зенитным углом, скважин с горизонтальным окончанием и многозабойных (многоствольных) скважин, делая особый акцент на технологии первичного вскрытия. Большее значение при этом приобретает тип и качество бурового раствора. Традиционно используемые буровые растворы на водной основе все чаще становятся малопригодны для бурения в указанных условиях. Обеспечить
нужное качество бурения и вскрытия способны эмульсионные буровые растворы, которые позволяют сохранить проницаемость призабойной зоны пласта, исключить затяжки инструмента, обеспечить устойчивость ствола скважины и вынос шлама [1, 2]. В бурении применяют два типа эмульсий: прямые и обратные. Практика бурения показала, что обратные эмульсии (инвертные буровые растворы (ИЭР), растворы на углеводородной основе (РУО), гидрофобно-эмульсионные буровые растворы (ГЭБР) и т.д.) оптимальны для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Прямые эмульсии (некоторые типы безглинистых (ББР) и малоглинистых (МГБР) буровых растворов) оптимальны для бурения скважин с зенитным углом до 70° [2]. Отличие между обратными и прямыми эмульсиями заключается в том, какие вещества составляют дисперсную фазу, а какие - дисперсионную среду. ИЭР имеют лиофобную дисперсную фазу и гидрофобную дисперсионную среду, а прямые эмульсии - гидрофобную дисперсную фазу и лиофобную дисперсионную среду. В качестве дисперсионной среды ИЭР используют минеральные масла, нефть, дизтопливо, газоконденсат, а-олефины и т.д., а дисперсной фа-
зой чаще всего служит вода или водный раствор неорганической соли. Прямые эмульсии, напротив, в качестве дисперсной фазы содержат углеводородную жидкость, а в качестве дисперсионной среды - воду или раствор неорганической соли, стабилизированный водорастворимыми полимерами [3]. Оба типа эмульсионных растворов обладают рядом преимуществ и недостатков. Так, углеводородный состав фильтрата, высокая смазывающая способность являются несомненными достоинствами РУО. Благодаря этим качествам РУО оказывают минимальное воздействие на гидратацию терригенных отложений и позволяют бурить скважины со значительными зенитными углами и проложениями. Однако РУО имеют ряд хорошо известных недостатков, среди которых - высокая экологическая агрессивность РУО за счет большого процента ароматических соединений [4], загущение при загрязнении пластовыми водами и большим количеством гидрофильной твердой фазы, загущение при потере части дисперсионной среды при фильтрации [1], изначально более высокие гидравлические характеристики в сравнении с растворами на водной основе, зависимость реологических характеристик РУО от температуры [5, 6].
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 11 \\ ноябрь \ 2011
Высокое содержание ПАВ в составе РУО в ряде случаев способно оказать отрицательное влияние на характеристики пластового флюида (некоторые типы нефтей способны загущаться при контакте с ПАВ-стабилизаторами РУО). Низкая электропроводность растворов на углеводородной основе создает сложности при проведении и интерпретации электрических методов каротажа. Эмульсионные буровые растворы на водной основе оказывают меньшую экологическую нагрузку на окружающую среду, имеют меньшую стоимость, более мягкий реологический профиль течения, однако содержание в фильтрате раствора водной фазы и более низкая смазывающая способность ограничивают область применения прямых эмульсий при бурении горизонтальных скважин, особенно в терригенных отложениях [2].
Немаловажным аспектом при использовании эмульсионных буровых растворов является стоимость. Поскольку для получения РУО применяются дорогостоящие дисперсионные среды,зачастую приходится многократно использовать
РУО для повышения экономической эффективности применения раствора. Стоимость прямых эмульсий намного меньше стоимости РУО, однако за счет ПАВ-эмульгаторов, входящих в их состав, несколько выше, чем для традиционных растворов на водной основе. Для достижения максимальных показателей экономической эффективности применения эмульсионные буровые растворы должны обладать мульти-функциональностью, то есть должна быть возможность их повторного использования либо использования в смежных технологических областях. Таким образом, в условиях постоянного ужесточения требований к буровым растворам наиболее подходящим типом промывочных жидкостей являются эмульсионные буровые растворы. При этом оба типа эмульсий, применяемы в качестве буровых растворов, имеют ряд преимуществ и недостатков, влияющих на широту области их применения, так что какой-либо из типов эмульсии не может полностью удовлетворять всем условиям бурения на всем интервале проводки ствола скважины.
По нашему мнению, логичным вариантом является разработка такой технологии, при которой тип эмульсии бурового раствора будет меняться в зависимости от технологической необходимости. Это позволит при изменении свойств эмульсионного раствора использовать положительные качества как прямых, так и обратных эмульсий. Новизна данной разработки связана с возможностью управления состоянием (типом) эмульсионного бурового раствора и обратимым (реверсивным) переводом его из инвертной эмульсии в прямую и обратно без необратимой потери основных технологических свойств. Такой реверсивный перевод типа эмульсии можно осуществить с использованием механизма инверсии фаз (ИФ) эмульсии. ИФ - это изменение типа эмульсии под действием ПАВ и/ или других физико-химических факторов (рН-среды,температуры, ионного фона и т.д). Полученный эмульсионный раствор должен обладать способностью при необходимости под действием комплекса ПАВ обратимо (реверсивно) менять тип эмуль-
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
сии (подвергаться ИФ), то есть быть реверсивно-инвертируемым эмульсионным буровым раствором. Поскольку основным механизмом получения реверсивно-инвертируемого эмульсионного бурового раствора является многократная ИФ, для протекания которой в буровых растворах необходимо присутствие ПАВ, большое внимание следует уделить изучению типов и механизмов протекания инверсии фаз, свойств ПАВ и влиянию их на свойства эмульсионных систем, типам ПАВ, пригодным для проведения ИФ, и т.д.
Итак, суть описанной технологии можно представить таким образом: к обратной эмульсии добавляют комплекс ПАВ и часть дисперсной фазы (воды), благодаря этому происходит переход обратной эмульсии в прямую эмульсию. В дальнейшем путем прибавления нового комплекса ПАВ полученную прямую эмульсию можно перевести в обратную. Аналогичное реверсивное преобразование возможно провести и для прямых эмульсий. Технологическим, экономическим и экологическим обоснованием разработки реверсивно-инвертируемого бурового раствора является широкий спектр практических задач, которые может решить технология. Так, например, в настоящее время бурение горизонтальных скважин в Пермском крае осуществляется с использованием ИЭР. Суть технологии заключается в следующем: интервал эксплуатационной колонны бурится долотом 0 215,9 мм с использованием ИЭР и обсаживается колонной 0 168 мм, после чего долотом 0146 или 144 мм бурится горизонтальный участок ствола в продуктивном пласте с использованием биополимерного раствора на водной основе (ББР). При этом происходит замена ИЭР на ББР, в процессе которой приходится утилизировать значительную часть ИЭР (часть ИЭР сохраняют для бурения следующих скважин) и заготавливать новый объем раствора ББР для бурения открытого ствола. Технология применения ИЭР в над-продуктивном интервале с зенитным углом более 70° позволяет надежно ингибировать терригенные отложения тульского терригенного (УЦ,), бобри-ковского (С1ЬЬ) и радаевского (С^)
горизонтов, осуществляя в данных интервалах активную правку траектории ствола скважины по зенитному углу и азимуту, чего не удавалось достичь при использовании растворов на водной основе. Продуктивный турнейский горизонт (С^) сложен устойчивыми карбонатными породами, поэтому применение раствора на водной основе даже при бурении горизонтального участка наиболее оправданно. Кроме того, большинство жидкостей освоения являются жидкостями на водной основе и, как было сказано выше, при контакте с отфильтрованным в поровое пространство приствольной зоны ИЭР способны загущать последний, затрудняя освоение скважины. При таком подходе очевидным является тот факт, что утилизация ИЭР и заготовка ББР требуют дополнительных затрат средств и времени. Технология реверсивно-инвертируемого бурового раствора позволит после бурения интервала терригенных отложений переводить ИЭР в прямую эмульсию и продолжать бурение горизонтального участка ствола долотом 215,9 мм без спуска эксплуатационной колонны. Экономический эффект при использовании такой технологии применения буровых растворов очевиден: во-первых, исключение затрат на утилизацию ИЭР и заготовку ББР, во-вторых, бурение интервала продуктивного горизонта долотом 215,9 мм, что позволит в будущем проводить более широкий спектр мероприятий по интенсификации притока, в-третьих, более высокое содержание в растворе смазывающих веществ повысит триботехнологические свойства раствора, что положительно скажется на механической скорости бурения, в-четвертых, вскрытие продуктивного интервала буровым раствором на основе прямой эмульсии позволит избежать трудностей при освоении скважины во время контакта с жидкостями освоения на водной основе.
Вторым направлением технологии реверсивно-инвертируемых буровых растворов является обратный перевод прямой эмульсии (ББР, МГБР) в обратную (ИЭР). Данная технология может быть использована в тех случаях, когда при бурении с использованием прямой эмульсии наблюдается нестабильность ствола скважины - осыпи и обвалы.
В этом случае изменение типа эмульсии в направлении прямая —> обратная приведет к изменению состава фильтрата от водной фазы к углеводородной, увеличению смазывающей способности раствора и т.д. В ряде случаев это позволит решить проблему с упомянутыми осложнениями, возникающими при проводке скважины на прямой эмульсии.
Кроме этого, инверсионный перевод ИЭР в прямую эмульсию можно использовать при строительстве скважин методом многоствольного бурения, используя прямую эмульсию, полученную из ИЭР, в качестве жидкости глушения (консервации) при временной изоляции одного из стволов на время бурения или освоения других стволов. Крепление наклонных и горизонтальных скважин связано с рядом сложностей, обусловленных вытеснением промывочной жидкости, седиментаци-онными процессами в цементном тесте и т.д. Кроме этого, при использовании ИЭР в качестве промывочной жидкости адгезия цементного камня к колонне и породе оказывается хуже, чем при использовании безглинистых растворов на водной основе. Это связано с тем, что гидрофобная пленка ИЭР на поверхности обсадной колонны и стенок негативно влияет на адгезию цемента к породе и колонне.Эти факторы способны сыграть ключевую роль при образовании заколонного перетока в процессе эксплуатации скважины. Для исключения подобного эффекта ряд компаний при подготовке скважины к креплению после использования ИЭР применяют отмывающие буферные системы на основе веществ-растворителей, способных удалять эмульсионную фильтрационную корку обратных эмульсий. Недостаток таких жидкостей заключается в их высокой токсичности, взрыво- и пожароопас-ности.
По нашему мнению, решением задачи является применение технологии инверсии фаз обратной эмульсии, применявшейся для бурения скважины, и перевод ее в прямую эмульсию непосредственно перед проведением цемен-тажа. Промывка в течение 1-2 циклов инвертированным раствором перед проведением крепления скважины позволит надежно удалить гидрофобную
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
№ 11 \\ ноябрь \ 2011
фильтрационную корку с поверхности инструмента и стенок скважины, а ПАВ, входящие в состав инвертированного бурового раствора, гидрофилизиру-ют поверхность инструмента и стенок скважины, создавая основу для высокого адгезионного сродства цементного камня и поверхностей. На основе технологии реверсивной инверсии фаз эмульсии возможна разработка изоляционного состава для герметизации перетоков по резьбовым соединениям. Характерной особенностью проведения таких изоляций являются чрезвычайно малые диаметры изолируемых отверстий. Вследствие этого обычные изолирующие составы на основе портландцемента оказываются непригодными для проведения изоляции. В таких случаях чаще всего применяют твердеющие смолы на основе синтетических полимеров (фенол-формальдегидных смол, полиуретанов и т.п.). За счет меньших в сравнении с портландцементом размеров частиц смолы обладают большей проникающей способностью составов. Однако даже при использовании синтетических смол процент повторно проводимых изоляций довольно высок. Причиной чаще всего служит недостаточная проникающая способность. Альтернативой является применение микро- и наноэ-мульсии на основе битумов. Размеры глобул обычной эмульсии, применяемой в нефтегазовой практике, оставляют
2-100 мкм. При помощи технологии реверсивной инверсии фаз можно получить битумные эмульсии субмикронных размеров (0,02-0,9 мкм) [8], которые обладают высокой проникающей способностью. Плюсами микроэмульсионного изоляционного состава можно считать высокую проникающую способность, низкую вязкость эмульсии, способность эмульсии при контакте с водой подвергаться инверсии фаз и распадаться на гидрофобную битумную пленку и воду. Битумная пленка, полученная после инверсии фаз микроэмульсионного изоляционного состава, обладает высокой адсорбцией к поверхностям, непроницаема для воды и устойчива к воздействию агрессивных сред (кислот и щелочей).
Таким образом, разработка эмульсионного бурового раствора, способного к обратимому (реверсивному) переходу из прямой эмульсии в обратную и наоборот под действием инверсии фаз эмульсии,является требованием тенденций развития отрасли. Функциональность применения предлагаемой технологии не ограничивается только буровыми растворами. На основе технологии реверсивно-инвертируемого эмульсионного бурового раствора возможна разработка ряда смежных технологий: изоляционных составов, составов для ликвидации и консервации скважин, буферных составов для подготовки ствола скважины к
креплению, составов для отмыва и удаления парафинизированных осадков и т.д.
выводы
Существующая тенденция к усложнению траектории ствола скважины и общих условий бурения обостряет проблему невозможности создания идеального бурового раствора, отвечающего всем технологическим требованиям на всем интервале проводки скважины. Наиболее подходящие современным условиям бурения эмульсионные буровые растворы делятся на два типа (прямые и обратные), каждый из которых имеет преимущества и недостатки. В связи с этим очевидно, что тип раствора должен изменяться по ходу проводки скважины в зависимости от технологической обстановки и буримых интервалов. Кроме этого, промывочная жидкость должна быть по возможности мультифункциональной. Авторами предложена идея разработки технологии реверсивно-инвертируемого эмульсионного бурового раствора, способного обратимо менять тип эмульсии под действием инверсии фаз, что позволяет адаптировать свойства и химическую структуру раствора к изменяющимся в процессе бурения условиям и максимально эффективно использовать положительные качества прямых или обратных эмульсий в зависимости от технологической необходимости.
Литература:
1. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах/ Н.А. Петров и др. - М.: Химия, 2008. - С. 439.
2. Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»/ Ю.В. Фефелов и др. // Нефть. Газ. Новации. - 2009. - №10. - С. 45-48.
3. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы/ В.И. Токунов, И.Б. Хейфец. - М.: Недра, 1983. - с. 166.
4. Экологические и технологические аспекты применения эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе / С.Н. Шишков и др. // Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. / НПО «Бурение». Вып. 6. - Краснодар, 2001. - С. 29-40.
5. Стабилизация реологического профиля буровых растворов на углеводородной основе / С.В. Меденцев // «Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010. - №10. - С. 28-31.
6. Формирование технологических свойств углеводородных растворов / А.А. Хуббатов и др.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. - 2010. - №8. - С. 28-31.
7. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов: РД 08-492-02: утв. Пост. Госгортехнадзора России 22.05.2002 №22.
8. Nano-emulsion formation by emulsion phase inversion/ Fernandeza P., Andreb V., Riegera J., Kuhnlea A. - Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects 251 (2004) 53-58.
9. Коллоидная химия: учебник для университетов и химико-технологических вузов/ Е.Д. Щукин и др. - М.: Высшая школа, 2004. - С. 444.
Ключевые слова: инверсия фаз, эмульсионные буровые растворы, ПАВ, обращение фаз эмульсий.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ \\ 17
