CC BY
73
УДК 622.24
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10107
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЭМУЛЬСИОННОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ РАЗБУРИВАНИИ ГЛИНИСТО-АРГИЛЛИТОВЫХ ПОРОД ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО РЕГИОНА
EVALUATION OF EMULSION DRILLING FLUID WHEN DRILLING ON CLAY-ARGILLITOVYH ROCKS OF THE VOLGA-URAL REGION
Четвертнева И.А.1, Беленко Е.В.1, Гайсин И.Ф.1, Тептерева Г.А.2, Шавшукова С.Ю.2
1 ООО «Сервисный Центр СБМ», 119330, Москва, Россия E-mail: chetvertneva@ufa.scsbm.ru
E-mail: belenko@scsbm.ru E-mail: gaisin@ufa.scsbm.ru
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
E-mail: teptereva.tga@yandex.ru E-mail: sshavshukova@mail.ru
Резюме: Статья посвящена вопросам снижения рисков осложнений при бурении нефтегазовых скважин в интервалах, сложенных осыпающимися аргиллитами с прослойками глин с применением специально разработанных рецептур промывочных жидкостей. Как результат успешно проведенных испытаний по ряду месторождений Волжско-Уральского региона предложена рецептура эмульсионного раствора, синергетический эффект которого обеспечивается сочетанием полисахаридной составляющей, ПАВ и углеводорода, что относится к инновационной системе типа «полимер - ПАВ». Предложенный тип раствора характеризуется высокой стабильностью параметров, регулируя вязкость, фильтрацию и ингибирующую способность глинистых систем. В статье обоснован вероятный механизм работы раствора, обусловленный образованием ассоциатов по типу краун-эфиров.
Ключевые слова: аргиллиты, глины, полисахариды, неионные поверхностно-активные вещества, комплексонаты, эмульсионный раствор.
Для цитирования: Четвертнева Н.А., Беленко Е.В., Гайсин И.Ф., Тептерева Г.А., Шавшукова С.Ю. Оценка эффективности применения эмульсионного бурового раствора при разбуривании глинисто-аргиллитовых пород Волго-Уральского региона // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 1. С. 34-37.
D0l:10.24411/0131-4270-2019-10107
Irina A. Chetvertneva1, Eugene V. Belenko1, IlfatF. Gaysin1, Galina A. Teptereva2, Svetlana YU. Shavshukova2
1 ООО «Сервисный Центр СБМ», 119330, Москва, Россия E-mail: chetvertneva@ufa.scsbm.ru
E-mail: belenko@scsbm.ru E-mail: gaisin@ufa.scsbm.ru
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
E-mail: teptereva.tga@yandex.ru E-mail: sshavshukova@mail.ru
Abstract: The article is devoted to questions of reduction of risk of complications when drilling oil and gas wells in the intervals put by the showered soapstones with layers of clays application of specially developed compoundings of washing fluids. As result of successfully carried out tests on a number of fields of the Volga and Ural region, the compounding of emulsion solution which synergetic effect is provided with a combination of a polysaccharide component, surfactant and hydrocarbon that polymer - surfactant» belongs to an innovative system like «is offered. The offered type of solution is characterized by high stability of parameters, regulating viscosity, filtration and the inhibiting ability of clay systems. The article substantiates the probable mechanism of the solution due to the formation of associates by the type of crown ethers.
Keywords: soapstones, clays, polysaccharides, not ionic surfactants, complexonates, emulsion solution.
For citation: Chetvertneva I.A., Belenko E.V., Gaysin I.F., Teptereva G.A., Shavshukova S.YU. EVALUATION OF EMULSION DRILLING FLUID WHEN DRILLING ON CLAY-ARGILLITOVYH ROCKS OF THE VOLGA-URAL REGION. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 1, pp. 34-37.
DOI:10.24411/0131-4270-2019-10107
Особенностью бурения в интервалах, сложенных глини-сто-аргиллитовыми породами, является риск осложнений, связанных с обвалами и осыпями стенок ствола скважин, что особенно характерно для месторождений Волжско-Уральского региона [1, 2].
Использование традиционных буровых растворов на водной основе при бурении указанных интервалов не столь эффективно, как при использовании полимер-калиевых (особенно утяжеленных) растворов, обладающих ингибирующей способностью [3], которые, в свою очередь, также имеют ряд недостатков, поскольку не учитывают в полной мере особенности химических свойств и структуры горных пород: по химическому составу аргиллит близок к глине, но в отличие от нее обладает высокой
прочностью, практически не впитывая воду и не растворяясь в ней, что является одной из причин осыпей и обвалов стенок скважин.
В связи с этим, актуальным является разработка рецептуры бурового раствора, обеспечивающего устойчивое состояние ствола скважин при прохождении перечисленных горизонтов, сложенных осыпающимися аргиллитами с прослойками глин различного типа.
Рентген-структурным анализом (РФА) показано различие элементного состава образцов аргиллитов и глиноматериа-лов с числом параллельных измерений не менее трех [4, 5].
Данные исследований приведены в табл. 1, в качестве образцов сравнения глинистых материалов указаны хакасский бентонит с высокой степенью набухания (12-18 м3/т)
Пластовая вода Пресная вода (р = 1,01-1,20 г/см3)
и куганакский бентонит, степень набухания которого не превышает 3-4 м3/т.
По данным табл. 1 видна различная способность к гидратации (набуханию) глиноматериалов хакасского и куга-накского бентонитов, о чем свидетельствует вариативность количественного содержания натрия в их составе: 2,43 и 1,12% соответственно.
Существенные отличия элементного состава имеются в аргиллитах различных месторождений, а именно: полное отсутствие в агриллитовых образцах катиона натрия, инициирующего процессы набухания, и значительное, с превышением от 1,5 до 3 раз по сравнению с глиноматериалами, количественное содержание катиона калия, ингибирующего набухание в силу различия ионных радиусов с натрием и степени поляризуемости их электронных оболочек. Однако по содержанию двухвалентных (Са2+ и Мд2+) и трехвалентных катионов (А13+ и Fe3+) аргиллиты различных месторождений сопоставимы и способны в присутствии многоатомных спиртов к образованию комплексонатов с катионами переходных ^е3+) и высоковалентных металлов ( А13+) [5, 7], по структуре напоминающих «сшивку».
На этом основании ООО «Сервисный Центр СБМ» был предложен буровой раствор на основе эмульсии I рода с поликомпонентной ингибирующей основой, параметры которой указаны в табл. 2.
Представленный эмульсионный буровой раствор, по данным табл. 2, характеризуется как агрегативно и химически устойчивая система с низким показателем фильтрации за счет синергетического эффекта.
Результатами исследований представлен тип новых систем «полимер - ПАВ», где повышение концентрации ПАВ приводит к постепенному возрастанию реологических, антифильтрационных и ингибирующих свойств бурового раствора. Наиболее вероятным механизмом взаимодействия неионного ПАВ (полиспирта или полиэфира) с полимером Na-КМЦ является их ассоциация [6] через противо-ион аналогично краун-эфирам (рис. 1).
В настоящей работе вполне революционным является введение в систему новой составляющей - гидрофобного солюбилизата, в качестве которого используются нефтяные углеводороды. Было исследовано структурообразо-вание в тройной системе «полисахарид - ПАВ - углеводород», где мицеллярные комплексы ПАВ (полиспирты) приобретают поверхностный заряд за счет введения нейтрализующего щелочного агента.
Основным структурообразующим элементом в такой системе (дисперсной фазой) является гидрофобная поверхность полисахаридного каркаса, гидрофильные полости внутри которого заняты комплексными мицеллами ПАВ и углеводорода, образующими водородные и ионные связи с функциональными группами производных полисахаридов. Анионные полисахариды (КМЦ и КМК), в
Таблица 1
Усредненный элементный состав образцов различных глиносодержащих материалов и аргиллитов различных месторождений
Наименование материала Содержание катионов и анионов, % масс.
БЮ32" 1 А13+ 1 Fe3+ 1 Мд2+ 1 Na+ 1 Са2+ 1 К+
Хакасский бентонит 59,226 25,853 5,036 3,642 2,429 1,343 1,304
Куганакский бентонит 62,384 29,889 3,064 1,358 1,121 0,588 1,053
Аргиллиты Западно-Коммунарского месторождения 45,956 28,787 9,714 1,960 _ 2,617 3,937
Аргиллиты Дмитриевского месторождения 44,256 27,187 8,314 1,197 _ 2,210 2,637
Аргиллиты Среднемакарихинского месторождения 41,402 25,670 10,325 2,376 _ 3,956 4,661
Таблица 2
Основные параметры эмульсионного бурового раствора
Параметры раствора
Дисперсионная среда р, г/см3 УВ, с Ф, см3 СНС 1 мин , дПа 1 мин Лпл, т0 мПас дП , а
1,10-1,60 35-80 0,5-3 6-10 15-18 18-30 12-20 7,0-8,5
|Рис. 1. Вероятное образование комплекса полиэфирного ПАВ с натриевой КМЦ
НО
Ъ © О КМЦ-
^п о-У
-0^0-
молекулах которых степень замещения по карбоксиметиль-ным группам не превышает 1, образуют наиболее вязкие и структурированные эмульсионные системы. В результате увеличения степени замещения по СООН-группам свыше 1 (в случае ПАЦ), а также при использовании неионных полисахаридов (ОЭЦ) наблюдается значительное снижение сдвиговых и вязкостных характеристик эмульсий.
Далее были проведены сравнительные лабораторные исследования ингибирующих свойств различных типов буровых систем по сравнению с предложенным эмульсионным буровым раствором по величине показателя набухания (табл. 3).
Высокие ингибирующие свойства эмульсионного бурового раствора ООО «Сервисный Центр СБМ», по данным табл. 3, обусловлены кооперативным действием катионов К+, Мд2+ и анионов С1-. Катионы К+, способные проникать вглубь кристаллической решетки глинистого минерала - аргиллита, препятствуют проникновению
Недиспергирующий БР
дисперсионной среды (воды), а также процессам гидратации и диспергации минералов.
С другой стороны, раствор, содержащий более высокую по сравнению с породой концентрацию Мд2+, способствует созданию благоприятных условий для осмотического перетока указанных катионов в околоствольную зону, то есть в аргиллит, чем повышает его устойчивость [7, 8].
Промышленные испытания свойств эмульсионного бурового раствора были проведены на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Самарской и Оренбургской областей при бурении более 100 боковых стволов и горизонтальных скважин. Результаты испытаний приведены в табл. 4.
Данные табл. 4 показывают, что применение эмульсионного раствора подтверждается рядом успешно проведенных испытаний, которые во всех приведенных случаях позволили существенно снизить осложненность при прохождении склонных к осыпанию аргиллитов верейского, бобри-ковского и кыновского горизонтов:
- при проводке бокового ствола скважины Арланского месторождения с промывкой полигликолевым раствором (р = 1,24 г/см3, УВ = 38 с, Ф = 4 см3), где после достижения глубины 1345 м возникли интенсивные осложнения, не позволившие осуществить проработку ствола для проведения каротажных работ. После перехода на промывку эмульсионным буровым раствором практически с такими же параметрами (р = 1,25 г/см3, УВ = 29 с, Ф = 1,5 см3) проработали ствол скважины, произвели геофизические работы и успешно спустили хвостовик диаметром 114 мм;
- при бурении горизонтальной скважины Дмитриевской площади эмульсионный буровой раствор был применен перед вскрытием кыновских отложений, мощность которых по вертикали составила 25,5 м (инт. 1616-1641,5м). Раствор имел следующие параметры: р = 1,35 г/см3, УВ = 56 с, Ф = 2,0 см3, СНС1/10 = 11/16 дПа, рН = 6,8. Вход в кыновские отложения был произведен при зенитном угле 80°, выход - при величине зенитного угла 89° и протяженности ствола до 64 м при вскрытии кыновских отложений (2028-2092 м), что является примером эффективности работы эмульсионного раствора. Результаты испытаний позволяют отметить, что успешность испытаний стала возможной благодаря применению эмульсионного бурового раствора, обеспечивающего за счет высоких ингибирующих свойств устойчивость потенциально обвалоопасных аргиллитов, даже при вскрытии их
Таблица 3
Сравнительные значения показателя набухания различных систем буровых растворов
Тип раствора Показатель набухания,%
Хлоркалиевый БР 16,10
Гидрофобизирующий БР 14,50
Малосиликатный БР 16,90
Хлоркальциевый БР 12,50
Комплексно-ингибированная система БР 12,10
Эмульсионный БР (ООО «Сервисный Центр СБМ») 10,80
Полимер-глинистый БР 16,53
Алюминатный БР 15,58
Гипсоизвестковый БР 18,00
Синтетический БР 3,36
18,00
Таблица 4
Примеры применения эмульсионного бурового раствора на различных месторождениях Волго-Уральского региона
Месторождение Горизонт, мощность, м Зенитный угол Основные параметры эмульсионного бурового раствора
Арланское месторождение (Башкортостан) Верейский (58) 64° ^ 88° р = 1,25 г/см3, УВ = 29 с, Ф =1,5 см3
Дмитриевское (Башкортостан) Кыновский (64) 80° ^ 89° р = 1,35 г/см3, УВ = 56 с, Ф = 2,0 см3
Манчаровское (Башкортостан) Бобриковский (156) 75° ^ 90° р = 1,25 г/см3; УВ = 43 с; Ф = 1,5 см3
Югомашевское (Башкортостан) Верейский(87) 90° р = 1,34 г/см3; УВ = 54 с; Ф = 2,0 см3
Вахитовское (Оренбургкая обл.) Кыновский (35) 36° р = 1,22 г/см3, УВ = 46 с, Ф = 1,8 см3
Курско-Кулагинское (Самарская обл.) Бобриковский, Заволжский (65) 55° р = 1,17 г/см3, УВ = 40-55 с, Ф = 2,0 см3
Барино-Лебяжинское (Самарская обл.) Кыновский, пащийский (41) 33° р = 1,26 г/см3, УВ = 45-60 с, Ф = 2,2 см3
Залежь 281 (Татарстан) Бобриковский (66) 78° ^ 90° р = 1,27 г/см3, УВ = 45-60 с, Ф = 2,0 см3
Сабанчинское (Татарстан)
Бобриковский (101)
90°
р = 1,21 г/см3, УВ = 48 с, Ф = 1,9 см3
под большим углом (см. табл. 4) и на протяжении длительного времени.
Проведенные исследования показали, что совместное использование неионогенного ПАВ (полиспирты) в комплексе с полисахаридным стабилизатором и гидрофобным солюбилизатом позволяет получать новые стабильные эмульсионные системы, обладающие весьма высокими структурными характеристиками.
Таким образом, применение в процессе строительства эксплуатационных скважин, а также при бурении боковых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием, на месторождениях Волго-Уральского региона показало высокую эффективность предложенного ООО «Сервисный Центр СБМ» эмульсионного бурового раствора, обеспечивающего за счет высоких ингибирующих свойств продолжительную устойчивость потенциально обвалоопасных глин и аргиллитов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 427 с.
2. Четвертнева И.А., Андресон Б.А., Утяганов И.В., Кузнецов В.А. и др. Физико-химические проблемы бурения и заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях. Уфа: РИО НБ РБ, 2000. 75 с.
3. Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. 509 с.
4. Рылов Н.И., Хабибуллин Р.А. и др. Результаты применения буровых растворов на углеводородной основе при заканчивании скважин в Татарии: НТС. Серия: Бурение. М.: ВНИИЭгазпром, 1981. № 11. С. 10-13.
5. Фахретдинов Р.Н., Земцов О.В. и др. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1999. № 4. С. 29-30.
6. Беленко Е.В., Андресон Б.А., Четвертнева И.А. и др. Координационный принцип формирования гидрофобных смазочных слоев на границах трения при промывке скважин. Уфа: БашНИПИнефть, 2003.
7. Андресон Б.А., Бочкарев Г.П. и др. Технико-методическое сопровождение при внедрении новых систем буровых растворов, химических реагентов и материалов при бурении и заканчивании скважин на месторождениях Западной Сибири и Башкортостана: Отчет / Уфа: БашНИПИнефть, 2001. 202 с.
8. Патент РФ №2242492. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов / Андресон Б.А. Бочкарев Г.П., Четвертнева И.А. Опубл. 20.12.2004. Бюл. № 35.
REFERENCES
1. Rabinovich N.R., Smironova N.T., Tevzade N.R. Otsenka kachestva vskrytiya plastov i osvoyeniya skvazhin [Assessment of the quality of reservoir penetration and well development]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1990. 40 p.
2. Baymukhametov K.S., Viktorov P.F., Gaynullin K.KH. Geologicheskoye stroyeniye irazrabotka neftyanykh igazovykh mestorozhdeniy Bashkortostana [Geological structure and development of oil and gas fields in Bashkortostan]. Ufa, RITS ANK Bashneft' Publ., 1997. 427 p.
3. Baydyuk B.V., Shreyner L.A. Raschetustoychivostigornykhporod vskvazhinakh: Nauch. tekh. sb. «Voprosydeformatsii i razrusheniya gornykh porod pri burenii» [Calculation of the stability of rocks in wells: Scientific technical collection "Problems of deformation and destruction of rocks during drilling"]. Moscow, GOSINTI Publ., 1961. pp. 48-74.
4. Bennion D.B. Underbalanced operations offer pluses and minuses. Oil and Gas J., 1996, vol. 94, no. 1, pp. 33-40.
5. Churcher P.L. Properly designed underbalanced drilling fluids can limit formation damage. Oil and Gas J., 1996, vol. 94, no. 18, pp. 50-56.
6. Chetvertneva I.A., Lukmanov R.R., Antonov K.V., Sharipov A.U. Effektivnost' bureniya i zakanchivaniya skvazhin priprimeneniipolimernykh rastvorov [Efficiency of drilling and completion of wells when using polymer solutions]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1995. 31 p.
7. Andreson B.A., Utyaganov I.V., Kuznetsov V.A. Fiziko-khimicheskiye problemy bureniya izakanchivaniya skvazhin v slozhnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh [Physical and chemical problems of drilling and completion of wells in difficult geological conditions]. Ufa, RIO NB RB Publ., 2000. 75 p.
8. Grey Dzh. R., Darli G.S.G. Sostav i svoystva burovykh agentov (promyvochnykh zhidkostey) [Composition and properties of drilling agents (flushing fluids)]. Moscow, Nedra Publ., 1985. 509 p.
9. Fakhretdinov R.N., Zemtsov O.V. Hydrophobization of the bottomhole zone of hydrophilic reservoirs. Neftyanoye khozyaystvo, 1999, no. 4, pp. 29-30 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Четвертнева Ирина Амировна, к.т.н. руководитель, ООО «Сервисный Центр СБМ» Волго-Уральского региона. Беленко Евгений Владимирович, д.х.н., главный специалист, ООО «Сервисный Центр СБМ».
Гайсин Ильфат Фаритович, главный технолог, ООО «Сервисный Центр
СБМ» Волго-Уральского региона.
Тептерева Галина Алексеевна, к.х.н., доцент кафедры общей,
аналитической и прикладной химии, Уфимский государственный
нефтяной технический университет.
Шавшукова Светлана Юрьевна, д.т.н., проф. кафедры общей,
аналитической и прикладной химии, Уфимский государственный
нефтяной технический университет.
Irina A. Chetvertneva, Cand. Sci. (Tech.), Head of the Volga-Ural region of LLC SBM Service Center.
Eugenе V. Belenko, Dr. Sci. (Chem.), Chief Specialist, LLC SBM Service Center.
Ilfat F. Gaysin, Chief Technologist, Volga-Ural region of LLC SBM Service Center.
Galina A Teptereva, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. Ufa State Petroleum Technological University.
Svetlana YU. Shavshukova, Dr. Sci. (Tech.), Prof. Ufa State Petroleum Technological University.
