CC BY
21УДК 622.279.7
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТОРФОЩЕЛОЧНОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ
EVALUATION OF THE POSSIBILITY TO APPLY TURF-ALKALINE MUD FOR DRILLING WELLS IN PERMAFROST ROCKS
Д. С. Леонтьев, А. В. Кустышев
D. S. Leontiev, A. V. Kustyshev
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: бурение, многолетнемерзлые породы, набухание глин, торфощелочной буровой раствор Key words: drilling, permafrost rocks, clay swelling, turf-alkaline mud
В процессе бурения скважин, особенно в многолетнемерзлых породах (ММП), нередко наблюдаются различные осложнения. Несмотря на накопленный опыт бурения в различных горно-геологических условиях, затраты на борьбу с осложнениями при проводке скважин остаются значительными (до 7-10 %), что обусловлено усложнением условий бурения, увеличением числа наклонных и горизонтальных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50 % аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с горной породой [1, 2, 3].
Осыпи и обвалы стенок скважин в основном происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалам чаще всего способствует набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в буровых промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению на забой.
При проектировании и строительстве эксплуатационных или разведочных скважин обычно стремятся учесть влияние как мерзлых пород, так и набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь данные прямых экспериментальных оценок растепления мерзлоты и набухаемости образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов. Например, для предотвращения растепления мерзлоты необходимо иметь охлажденные буровые растворы, причем проходку в мерзлых породах необходимо ускорять [4, 5].
Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым материалом, достаточно дешевым, доступным и при этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, то есть является достойной заменой традиционно используемым глинистым материалам.
Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель в виде растворов и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.
В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.
При бурении скважин применяются безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов. Недостатком таких трехкомпонентных растворов (торф — вода — щелочной реагент) является высо-
кая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами [6].
В буровой практике применяется буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия для снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии содержит следующие ингредиенты (%, масс.): гуматосодержащее вещество — 4-8; щелочной электролит — 0,2-1,5; гелеобразователь — 1-3; органический стабилизатор — 0,1-1; ингибитор — 1-4; вода — остальное. Недостатком такого раствора является низкая флокулирующая способность и, несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров [7].
Зачастую используется буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, поли-акриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10. Недостатком раствора является высокое пенообра-зование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора [8].
Наиболее оптимальным для рассматриваемых геолого-климатических условий является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется ка-лийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора — хлористый калий, в качестве флокулянта — полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, %, масс: торф — 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; хлористый калий 1-3; ПАА — 0,002-0,004; вода — остальное [9].
Тем не менее данный раствор также имеет недостатки, главным из которых является его высокое пенообразование. Несмотря на наличие в составе ингибитора и ПАА отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбурива-ния интервалов, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.
Для повышения надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД, необходим новый буровой раствор. Одним из путей решения поставленной перед авторами задачи является разработка торфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам, невысоким пенообразованием, а также не оказывающего негативного влияния на ММП [10, 11].
Авторами на основании проведенных исследований предлагается состав, включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Ро1у&а, а в качестве реагента снижения пенообразования — пеногаситель Могутов МАС-2000.
Полимер Ро1у&а, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.
Полимер Ро1у&а выступает и в роли флокулянта, необходимого для стабилизации набухающих в воде глин.
Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.
Флокулянт — это в большинстве случаев водорастворимые полимеры с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катионный или нейтральный заряд как природного, так и искусственного происхождения. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химического состава макромолекул, наличия и числа в нем ионогенных групп, активность которых зависит даже от
структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.
Для обработки буровых растворов используется продукт МАС-2000, физико-химические свойства которого разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250 0С.
Механизм пеногашения базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их коалесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обусловливает незначительные потери реагента.
Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-2000 можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пеногашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.
Торф используется в буровом растворе в качестве органической дисперсной фазы. Как известно, дисперсная фаза чаще всего представлена твердыми веществами. Коллоидные частицы в дисперсной системе играют важнейшую роль в получении стабильной коллоидной системы.
Как уже было отмечено, торф, представляющий собой углеродистое вещество, образуется путем длительного разложения в болотах без доступа воздуха растительных остатков: мхов, тростниковых и осоковых растений, третичных, хвойных и лиственных лесов.
Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель в виде растворов и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.
В предлагаемом составе применяется верховой очищенный торф с влажностью 60 %, в качестве щелочного модификатора используется КОН (гидроксид калия). При его использовании происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.
Дополнительное обогащение раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия (KCl). Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых сланцев.
В нашем случае применялся КОН по ГОСТ 24363-80, который представляет собой белые чешуйки, гранулы чечевицеобразной формы или куски с кристаллической структурой на изломе; сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде и спирте; быстро поглощает из воздуха углекислоту и воду и постепенно переходит в углекислый калий. Калий хлористый применялся по ГОСТ 4568-95.
Для оценки эффективности предлагаемых составов была проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых образцов в среде исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE.
Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопорошок Зыря-новского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) в течение 30 мин были приготовлены образцы для исследований (рис. 1).
Рис. 1. Глинистые брикеты для исследований
После приготовления образцы помещались в специальные цилиндры (рис. 2), в которые вводились исследуемые растворы, выдерживались в течение 4-х часов.
Рис. 2. Цилиндры для исследований буровых растворов
Исследуемые составы торфощелочных растворов и результаты испытаний представлены на рис. 3 и в таблице.
Анализируя фактически полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы № 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором № 1, взятым за прототип.
Рис. 3. Результаты исследований
Исследуемые составы торфощелочных растворов и результаты испытаний
ев & Я ь, Набухание глинистого брикета, %
Н са р р % о Торф, % КОН, % КС1, % '/о 'УУН ев" тЗ 1у "о е ети са 1-1 О н Вода, % 0 ч 1 ч 2 ч 3 ч 4 ч
Н е С
1 6 1 1 0,004 - - 92 0 10,6 14,7 18,0 20,5
2 7 1 1 - 1 2 88 0 3,8 5,6 6,7 8,5
3 7 1 1 - 0,5 2 88,5 0 5,8 7,9 9,3 11,0
4 7 1 1 - 0,2 2 88,8 0 9,1 12,2 15,0 17,6
Однако недостатком раствора № 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупругого состава (ВУС) при глушении нефтяных скважин. Условная вязкость растворов № 3 и 4 равны 114 и 30 с соответственно.
Далее по результатам исследований составлены уравнения зависимостей набухания брикетов в средах каждого торфощелочного раствора (рис. 4-7).
График зависимости раствора № 1 описывается полиномиальной функцией третьей степени у = 0,5083х - 5,775х + 24,017х - 18,68 при величине достоверной аппроксимации 0,9987.
График зависимости раствора № 2 описывается полиномиальной функцией третьей степени у = 0,225х3 - 2,3607х2 + 9,3143х - 7,18, величина достоверной аппроксимации равна 1.
График зависимости раствора № 3 описывается полиномиальной функцией третьей степени у = 0,3333х3 - 3,6357х2 + 14,231х - 10,9, при этом величина достоверной аппроксимации равна 0,9992.
График зависимости раствора № 4 описывается логарифмической функцией у = 10,6611п(х) + 0,5725, величина достоверной аппроксимации Я2 = 0,9904.
Рис. 4. Уравнение зависимости набухания глинистого брикета в среде раствора № 1
Рис. 5. Уравнение зависимости набухания глинистого брикета в среде раствора № 2
Время проведения эксперимента, ч
Рис. 6. Уравнение зависимости набухания глинистого брикета в среде раствора № 3
0 ♦
0 ч 1 ч 2 ч 3 ч 4 ч
Время проведения эксперимента, ч
Рис. 7. Уравнение зависимости набухания глинистого брикета в среде раствора № 4
Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами
и ММП, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.
Такой раствор от прототипа отличается тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, а в качестве реагента понизителя водоотдачи — полимер Polydia при следующем соотношении компонентов, %, масс.:
• торф — 5,0-7,0;
• КОН —0,5-1,5;
• KCl—1,0-3,0;
• пеногаситель — 1,0-3,0;
• полимер Polydia — 0,1-0,5;
• вода — 85,0-92,4.
Выводы. Бурение скважин, разрез которых сложен ММП, сопровождается различными осложнениями. При бурении интервала мерзлых пород (250-300 м) происходит растепление пород с образованием каверн, размеры которых зачастую превышают пределы измерений применяемых механических каверномеров, происходит разбавление бурового раствора со снижением реологических параметров, значительно возрастает плотность бурового раствора с увеличением содержания песка в буровом растворе (до 35 %), наблюдаются случаи потери устойчивости стенок скважины и связанные с этим случаи потери подвижности КНБК, длительные проработки и т. д.
Торфощелочные буровые растворы в науке известны достаточно давно, однако в практике бурения данные растворы не нашли широкого применения. Основные причины приведены ниже.
• Низкая технологичность предлагаемых рецептур, относительная сложность приготовления бурового раствора непосредственно на буровой. При современных скоростях механического бурения увеличение концентрации выбуренной породы в циркулирующем буровом растворе в сочетании с торфом может приводить к резкому росту реологических параметров, в связи с чем возникает нестабильная система, требующая повышенного контроля за параметрами бурового раствора и их постоянного регулирования.
• Относительно низкая эффективность применения торфа в качестве структуро-образователя.
• Необходимость предварительной подготовки торфяного реагента.
• Сложности при очистке торфощелочного бурового раствора: как правило, размер частиц торфа, применяемого для обработки буровых растворов, составляет от 01 до 10 мм, что приводит к закупориванию ячеек вибросит и снижению эффективности работы всех ступеней системы очистки.
Проведенные авторами исследования позволили устранить имеющиеся недостатки этих растворов, что позволяет рекомендовать их к применению на месторождениях Западной Сибири в условиях наличия ММП.
Список литературы
1. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования / Вадецкий Ю. В. - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с.
2. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов / Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -632 с.
3. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. -М.: ООО «Недра», 2000. -680 с.
4. Паус К. Ф. Буровые растворы / К. Ф. Паус. - М.: Недра, 1973 - 303 с.
5. Агабальянц Э. Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения / Э. Г. Агабальянц. - М.: Недра. 1982.- 184 с.
6. Буровые растворы для осложненных условий / Ангелопуло О. К., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. - М.: Недра, 1988.
7. Пат. № 2102429 РФ. С 09 К 7/02 / А. А. Анисимов, Н. М. Воробьева, Н. Д. Авдеева, О. В. Демидова, Б. И. Захаров Б. И. (РФ). - № 95111140/03, заяв. 28.06.1995; Опубл. 20.01.1998.
8. А. С. 945163 СССР. С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Р. Г. Ахмидиев, В. Б. Панов, О. И. Симон-ников (РФ). - № 2966514, заяв. 24.07.80; опубл. 23.07.82.
9. Городнов В. Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов / В. Д. Городнов, В. М. Теслен-ко, П. И. Колесников и др. - М.: Недра, 1971.
10. Дедусенко Г. Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г. Я. Дедусенко, В. И. Иванников, М. И. Липкес. -М.: Недра, 1985. - 159 с.
11. Журавлев В. В., Зубарев К. В., Кустышев А. В. Предотвращение межколонных газопроявлений в процессе строительства скважин в сильнольдистых мерзлых породах // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Междунаро-ной науч.-техн. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. -С. 107-113.
Сведения об авторах
Леонтьев Дмитрий Сергеевич, аспирант, ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru.
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., академик РАЕН, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, e-mail: kustishev@tngg.info
Leontiev D. S., postgraduate, assistant of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru.
Kustyshev A. V,, Doctor of Engineering, academician of RAS , professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200989, e-mail: kustishev@tngg.info
