При бурении скважины буровой раствор подвержен различного рода загрязнениям: попаданию пластовой воды, наработке глины, загрязнению цементом, влиянию карбонатной и бикарбонатной агрессии, сероводорода.
Поскольку считается, что инвертная эмульсия инертна к карбонатной и бикарбонатной агрессии и не подвержена воздействию сероводорода, то исследование влияния наработки глины и загрязнения пластовой водой, на наш взгляд, заслуживают внимания, и мало рассмотрены в литературе.
Поэтому специалистами испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» были проведены исследования устойчивости раствора на углеводородной основе (РУО) к загрязнению глинистым шламом и пластовой водой.
Устойчивость эмульсии к загрязнению глинистым шламом характеризуется глиноемкостью. Глиноемкость обратных эмульсий – параметр, характеризующий устойчивость системы бурового раствора к обращению фаз при попадании в нее мелкодисперсной выбуренной породы. Обращение фаз регистрируется визуально по резкому загущению системы или по значениям электростабильности, равным нулю [1].
Целью данного исследования являлись определение глиноемкости эмульсии и разработка рекомендаций по определению устойчивости инвертной эмульсии к загрязнению твердой фазой. Для проведения экспериментов выбран раствор на углеводородной основе с водонефтяным соотношением 80:20, наиболее часто применяемый в практике бурения. Состав раствора представлен в табл. 1.
Табл. 1. Компонентный состав ЭРУО для водонефтяного соотношения 80:20
После приготовления раствора измерялась электростабильность (ЭС) с помощью прибора OFI Testing equipment «Emulsion stability meter». После этого производилось порционное добавление в раствор по 75 г/л глины (в качестве модели наработанной твердой фазы использовался порошок бентонитовый необработанный – ПБН) и фиксировалось изменение электростабильности после каждого добавления.
Для инвертно-эмульсионных растворов допустимым считается значение глиноемкости 225 г/л [1], при этом значение электростабильности, по требованиям различных буровых компаний, не должно быть ниже 200 – 300 В.
Для оценки влияния глины на эмульсионный раствор дополнительно проводилось измерение реологических параметров. Результаты проведенных экспериментов представлены в табл. 2 и на рис. 1.
Табл. 2. Изменение ЭС и реологических свойств с увеличением концентрации глины в инвертно-эмульсионном растворе
Рис. 1. Зависимость электростабильности и реологии эмульсии от содержания в растворе глины
Установлено, что увеличение концентрации глинистой твердой фазы приводит к падению ЭС и росту реологических свойств обратной эмульсии.
Согласно методике проведения испытания глиноемкость раствора должна быть больше 225 г/л, при такой концентрации глины получено значение по электростабильности – 640 В, что больше требуемых 300 В.
Основным преимуществом растворов на углеводородной основе перед водными буровыми растворами является то, что твердая фаза в таком растворе ведет себя практически инертно и буровой раствор менее чувствителен к загрязнению твердой фазой, чем растворы на водной основе.
В эмульсии твердая фаза не может гидратироваться из-за отсутствия взаимодействия между заряженными частицами, поскольку среда не поляризуется и не проводит электричества. На рис. 2 видно, что при попадании бентонитовой глины в инвертно-эмульсионный раствор не происходит ее диспергирования – глина полностью гидрофобизирована.
Рис. 2. Вид глины в инвертно-эмульсимонном растворе после термостатирования в динамических условиях при 100 °С в роллерной печи
Поэтому необходимо следить, чтобы работали все ступени очистки. Желательно, чтобы максимальное количество твердой фазы было удалено на виброситах. Размеры сеток должны подбираться в соответствии с размерами самых мелких частиц, которые могут отсеиваться без потери бурового раствора и утяжелителя. Рекомендуемое оборудование очистки – 3 линейных вибросита, песко- и илоотделитель, две центрифуги с регулируемыми оборотами (одна – на регенерацию барита, вторая – на удаление шлама из раствора).
Кроме обеспечения эффективности системы очистки также необходимо следить за основными свойствами РУО, водонефтяным соотношением и содержанием твердой фазы. При увеличении реологических параметров и содержания твердой фазы, а также при падении электростабильности следует разбавлять имеющийся раствор свежеприготовленной неутяжеленной эмульсией для выравнивания всех параметров до требуемых значений согласно проекту бурения.
Аналогично определению влияния загрязнения на свойства РУО исследовалась устойчивость эмульсии к загрязнению пластовой водой с последующим восстановлением параметров путем доведения концентраций компонентов раствора до начальных значений. Так же, как и при определении глиноемкости, для проверки устойчивости к загрязнению эмульсии пластовой водой применялся раствор на углеводородной основе с водонефтяным соотношением 80:20, состав которого представлен в табл. 1.
После приготовления раствора определены ЭС с помощью прибора OFI Testing equipment «Emulsion stability meter» и реологические параметры с помощью 8-скоростного вискозиметра OFITE.
Эмульсия подвергалась термостатированию при температуре 170 °С двое суток для стабилизации параметров. После этого производилось порционное добавление в раствор по 50 мл/л пластовой воды (в качестве модели пластовой воды использовался водный раствор с содержанием NaCl 20 г/л) и фиксировалось изменение параметров после каждого добавления. Измерение параметров осуществлялось согласно международному стандарту ISO [2]. Результаты экспериментов представлены в табл. 3 и на рис. 4 – 5.
Табл. 3. Изменение параметров раствора с увеличением попадания пластовой воды
Рис. 4. Изменение электростабильности в ходе испытания на загрязнение раствора пластовой водой
Рис. 5. Изменение реологических свойств эмульсии в ходе испытания на загрязнение раствора пластовой водой
Рис. 3. Схема содержания компонентов в растворе до и после попадания пластовой воды
Vм1 – объем масла, содержащийся в эмульсии после приготовления, мл;
Vв1 – объем воды, содержащийся в эмульсии после приготовления, мл;
Vо1 – объем масла и воды, содержащихся в эмульсии после приготовления, мл;
Vв2 – объем воды после попадания пластовой воды, определенный по результатам ретортного анализа, мл;
Vм2 – объем масла после добавления масла ?V для восстановления прежнего водонефтяного соотношения, мл;
Vо2 = Vм2 + Vв2
Vв1 – объем воды, содержащийся в эмульсии после приготовления, мл;
Vо1 – объем масла и воды, содержащихся в эмульсии после приготовления, мл;
Vв2 – объем воды после попадания пластовой воды, определенный по результатам ретортного анализа, мл;
Vм2 – объем масла после добавления масла ?V для восстановления прежнего водонефтяного соотношения, мл;
Vо2 = Vм2 + Vв2
Рекомендуется постоянно проводить ретортный анализ бурового раствора и следить за изменением водонефтяного соотношения. В случае установления факта попадания воды (об этом свидетельствуют изменение водонефтяного соотношения, рост реологических параметров и показателя фильтрации (или появление в фильтрате воды) и снижения значений электростабильности, в первую очередь, необходимо восстановить водонефтяное соотношение согласно рекомендуемой рецептуре и плотности раствора – путем добавления углеводородной фазы с содержанием эмульгатора 1 – 2%.
Снижение электростабильности ниже 300 В и появление воды в фильтрате свидетельствуют о недостатке эмульгатора.
Выводы
1. Проведенные исследования показали, что загрязнение и глиной, и пластовой водой оказывают существенное влияние на свойства РУО. Это выражается снижением значений электростабильности и ростом реологических параметров2. При бурении скважины с использованием раствора на углеводородной основе рекомендуется при измерении основных параметров также уделять внимание эффективной очистке бурового раствора и поддерживать водонефтяное соотношение в пределах установленного значения согласно проекту.
