Применение ингибирующих композиций органического и неорганического типа

Experience of application of the inhibiting compositions of organic and inorganic type

V. SAS, I. PANOV, R. KOZHEVNIKOV, E. MELESHKO, «Himprom» LLC, Perm

Приведены результаты мероприятий по разработке ингибиторов набухания глин. Описана природа их ингибирования и предоставлены итоги лабораторных испытаний. Положительный результат проведения опытно-промышленных испытаний реагентов на территории Республики Узбекистан подтверждает эффективность разработанных реагентов, способных обеспечить стабильность стенок скважины, снизить сальникообразование на элементах КНБК, а также повысить смазывающую способность бурового раствора.

This article presents the results of the measures for the development of inhibitors of swelling clays. Described the nature of their inhibition and provided the results of laboratory tests. A positive result of the pilot testing of reagents on the territory of the Republic of Uzbekistan confirms еfficiency of the developed reagents capable of ensuring the stability of the borehole walls, to reduce the formation of balling on the elements of the layout of the bottom of the drill string, as well as to increase lubricity of drilling mud.

Компания «Химпром» основана в 2003 г. Основные виды деятельности: разработка, производство, поставки химических реагентов для бурения и ремонта скважин, а также принципиально новое направление – оказание услуг по физико-химическим исследованиям и аудиту буровых ра­створов. Квалифицированный персонал, собственные производственные мощности, аккредитованная лаборатория, складские помещения и развитая логистика – основа динамичного развития компании. Научно-исследовательский центр ООО «Химпром» оснащен современным оборудованием, укомплектован высококвалифицированными специалистами, что позволяет проводить исследования, соответствующие российским и зарубежным стандартам.

Интервалы, сложенные глинами, склонны к повышенной кавернозности, нарушению устойчивости ствола скважины. Глинистые породы диспергируются в буровом растворе, способствуя «наработке» коллоидной составляющей, образованию сальников на элементах КНБК, повышенной прихватоопасности.
Причиной указанных осложнений является набухание глинистых включений за счет их гидратации, обеспечиваемой влагопереносом в системе буровой раствор — порода. Среди исследователей нет единства взглядов на доминирующую роль того или иного вида влагопереноса. Так, одни придерживаются мнения о преобладающей роли диффузионно-осмотических процессов [1, 2, 3], другие отдают преимущество процессам фильтрации, адсорбции и капиллярной пропитки [4, 5]. На примере глинопорошка данный процесс проходит в несколько стадий. На первой стадии (примерно до 0,5 г воды на 1 г глины) наблюдается кристаллическое набухание за счет процессов, связанных с гидратацией межслоевых катионов. За первым этапом следует этап осмотического набухания, при этом происходит раздвижение слоев вплоть до содержания воды 3 г на 1 г глины. Если содержание воды превышает 10 г на 1 г глины, глинистый минерал образует тиксотропный гель, а при дальнейшем разбавлении образуется золь [6]. В реальных условиях бурения механизм увлажнения существенно отличается за счет уплотненности горной породы, и для изучения процессов гидратации, приближенных к реальным условиям, образцы глин компаундируют при соответствующих давлениях и влажности, например, для исследований на тестере линейного набухания.


Для предотвращения набухания и диспергирования частиц глинистого шлама используют ингибирующие реагенты. В число таких реагентов входят, в частности:
•Неорганические соли (KCl, NaCl, MgCl2, CaCl2, Ca2SO4, KAl(SO4)3 и т.п.) и гидрооксиды солей магния и кальция. Однако их использование в глинистых растворах весьма затруднено, поскольку они являются сильными коагулянтами коллоидной глинистой фазы, поэтому неорганические ингибиторы чаще используют в безглинистых буровых растворах (например, биополимерный хлоркалиевый раствор). При бурении в верхних интервалах скважин (до 2000 м) неорганические соли практически не используются.


•Соли органических одноосновных кислот, в частности, формиаты или ацетаты щелочных металлов в растворе. Они, как правило, не являются коагулянтами. При их введении глинистая суспензия остается стабильной, а ее структурная вязкость немного понижается. Но такие продукты дороже.
•Высокомолекулярные полимеры. Например, частично гидролизованные полиакриламиды (PHPA). Однако эффективность этих полимеров ограничена, так как они существенно загущают буровые растворы.
Нами, для преодоления недостатков, свойственных различным типам ингибирующих добавок, был разработан реагент «Ингидол Б». Он представляет собой высокоэффективную композицию природных амидов, третичных полиаминов и полиэфиров с модифицирующими добавками.
Механизм ингибирования заключается в адсорбции полиаминов на глинистой макроповерхности, максимально снижая ее гидратацию. Молекулы ингибитора, находящиеся в водной фазе бурового раствора, электронейтральны и поэтому не коагулируют коллоидную глинистую фазу.
Лабораторные исследования реагента по влиянию на набухание глины показывают высокий уровень ингибирования глинистых пород, совместное использование хлорида калия и органического ингибитора дает видимый синергетический эффект.
В настоящее время получены положительные результаты оценки технологической эффективности реагента в лаборатории Заказчика, имеющего объекты бурения на территории Республики Татарстан (рис. 1).
Одним из эффективных решений для предупреждения осыпей аргиллитов и сланцев является применение консолидирующих реагентов на основе асфальтенов; гильсониты природного происхождения, сульфированный асфальт, а также комбинации этих реагентов. Опыт работы отечественных и зарубежных нефтесервисных компаний показывает, что данные продукты хорошо зарекомендовали себя при бурении неустойчивых пород в различных регионах мира: США, Конго, Эквадоре, Мексике, Западной Сибири и других [7, 8, 9].

В результате проведенных испытаний получено заключение, что буровой раствор, в состав которого входят «Ингидол ГГЛ» и «Ингидол Б», может быть рекомендован к проведению промысловых испытаний при бурении боковых горизонтальных стволов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» для бурения транспортного ствола.

Учитывая актуальность проблемы, нами был разработан реагент «Ингидол ГГЛ», предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины. Продукт представляет собой многокомпонентный состав на основе асфальтенов (гильсонита, модифицированных битумов, композиции гликолей, производных жирных кислот и других компонентов).
Были проведены лабораторные испытания для оценки эффективности разработанного реагента путем сравнения с аналогичным ингибитором зарубежного производства (табл. 1). Оценивалось влияние ингибиторов на свойства глинистых суспензий. Для этого готовилась 10 %-ная суспензия с добавкой ингибиторов в концентрации 10 кг/м3. Испытания проводились с целью исключения влияния других химреагентов, входящих в состав бурового раствора.

Механизм ингибирования заключается в адсорбции полиаминов на глинистой макроповерхности, максимально снижая ее гидратацию. Молекулы ингибитора, находящиеся в водной фазе бурового раствора, электронейтральны и поэтому не коагулируют коллоидную глинистую фазу.

Установлено, что добавление «Ингидол ГГЛ» в бентонитовую суспензию также способствует снижению показателя фильтрации. Снижение фильтрации достигается за счет кольматации микротрещин породы входящими в состав продукта асфальтенами.
Опираясь на полученные результаты, мы проверили систему бурового раствора с совместным использованием в рецептуре «Ингидол ГГЛ» и «Ингидол Б» (в табл. 2 рецептура раствора с реагентами линейки «Ингидол» указана под № 1). Лабораторные испытания были проведены филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. В ходе испытаний определялись основные технологические свойства раствора, проводились оценка на соответствие геолого-техническим условиям бурения скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и сравнительный анализ с другим ингибированным буровым раствором (в табл. 2 рецептура раствора с реагентами линейки «Ингидол» указана под № 2), применяемым в настоящее время на месторождениях (рис. 2).
В результате проведенных испытаний получено заключение, что буровой раствор, в состав которого входят «Ингидол ГГЛ» и «Ингидол Б», может быть рекомендован к проведению промысловых испытаний при бурении боковых горизонтальных стволов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» для бурения транспортного ствола.
В промышленных условиях указанные ингибиторы были испытаны при бурении скважин на месторождениях Республики Узбекистан (Сургиль, Чилькувар и Тайлак). Бурение разведочных и эксплуатационных скважин на территории Республики Узбекистан, как правило, сопровождается следующими осложнениями:
• Осыпями и обвалами стенок скважины в интервалах залегания слабосцементированных песчаников и глин;
• Сужением ствола в интервалах залегания проницаемых горизонтов за счет образования толстой глинистой корки в случае большой водоотдачи бурового раствора;
• Сальникообразованиями на долоте в интервалах залегания пластичных глин сенона и турона;
• Недохождением обсадных колонн до забоя вследствие сужения отдельных участков ствола или образования локальных уступов.
Именно на эти моменты, главным образом, и обращали внимание, оценивая качество ингибиторов.

Бурение с использованием ингибиторов линейки «Ингидол» велось без осложнений, затяжек и посадок при промежуточных и полных спускоподъемных операциях не было зафиксировано. Наблюдалась экономия химических реагентов (понизителей фильтрации), и было выявлено, что «Ингидол ГГЛ» совместим с другими герметизирующими добавками, может применяться для борьбы с потерями раствора в сочетании с волокнистыми материалами и карбонатом кальция.


Бурение с использованием ингибиторов линейки «Ингидол» велось без осложнений, затяжек и посадок при промежуточных и полных спускоподъемных операциях не было зафиксировано. Наблюдалась экономия химических реагентов (понизителей фильтрации), и было выявлено, что «Ингидол ГГЛ» совместим с другими герметизирующими добавками, может применяться для борьбы с потерями раствора в сочетании с волокнистыми материалами и карбонатом кальция. Стоит также отметить, что на соседних скважинах, где использовался сульфированный асфальт в качестве ингибитора, отмечены осложнения, связанные с неустойчивостью стенок скважин.
По итогам опытно-промышленных работ ингибиторы рекомендованы к дальнейшему применению на месторождениях Республики Узбекистан.
Выводы
Использование в составе бурового раствора комплекса ингибиторов линейки «Ингидол» имеет ряд преимуществ:
•предотвращение осыпей и обвалов стенок скважины;
•повышение смазывающей способности бурового раствора за счет образования малопроницаемой корки;
•снижение сальникообразования на элементах КНБК;
•не требует дополнительного оборудования или специальных мер по обработке раствора, продукт может быть добавлен как непосредственно в емкости при приготовлении раствора, так и через смесительную воронку;
•эффективность реагентов достигается при меньших концентрациях (более чем в 2 раза по сравнению с сульфированным асфальтом).

Литература

1.Аветисян Н.Г. Предупреждение нарушений устойчивости горных пород под действием осмотического массопереноса. М. 1980. 40 с.
2.Аветисян Н.Г. Прогнозирование осмотических процессов и их последствий при бурении скважин // ВНИИОЭНГ. М.: 1979. № 10. С. 8 – 10.
3.Гамзатов С.М. Методика определения и прогнозирования осмотических явлений в скважинах // ВНИИОЭНГ. М.: 1973. № 10. С. 15 – 17.
4.Гамзатов С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразование // ВНИИОЭНГ. М. 1980. № 8. С. 16 – 18.
5.Городнов В.Д. Буровые растворы. М.: Недра,1985. 296 с.
6.Сало Д.Н., Овчаренко Ф.Д., Круглицкий Н.Н. Высокодисперсные минералы в фармации и медицине. Киев: Наук. Думка, 1969. 225 с.
7.Трефилова Т.В. Особенности применения ингибирующего раствора с целью предотвращения неустойчивых пород кыновского горизонта // NEFTEGAZ.RU. 2017. № 3. С. 59 – 61.
8.[Электронный ресурс]. URL: http://www.slb.com/search.aspx?q=black%20fury (дата обращения: 17.07.2017).
9.[Электронный ресурс]. URL: http://www.alpinemud.com/services_products/black_fury.aspx (дата обращения: 02. 08. 2017).

References

1.Avetisyan N.G. Prevention of rocks stability violations under the action of osmotic mass transfer. M. 1980. P. 40.
2.Avetisyan N.G. Prediction of osmotic processes and their consequences during drilling // VNIIOENG. M.: 1979. No. 10. Pp. 8 – 10.
3.Gamzatov S.M. Method of determination and prediction of osmotic phenomena in boreholes // VNIIOENG. M., 1973. No. 10. Pp. 15 – 17.
4.Gamzatov M.S. Effect of osmotic phenomena on caverno creation. // VNIIOENG. M. 1980. No. 8. Pp. 16 – 18.
5.Gorodnov V.D. Drilling fluids. M.: Nedra,1985. P. 296.
6.Salo D.N., Ovcharenko F.D., Kruglitskiy N.N. Highly dispersed minerals in pharmacy and medicine. Kiev: Nayka. Dumka, 1969. P. 225.
7.Trefilova T.V. Features of application of the inhibiting solution to prevent unstable rocks Kynovskiy horizon // NEFTEGAZ.RU. 2017. No. 3. Pp. 59 – 61.
8.[Electronic resource]. URL: http://www.slb.com/search.aspx?q=black%20fury (accessed: 17.07.2017).
9.[Electronic resource]. URL: http://www.alpinemud.com/services_products/black_fury.aspx (accessed: 02. 08. 2017).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Сас В.Н.

    Сас В.Н.

    директор по продажам

    ООО «Химпром»

    Панов И.В.

    Панов И.В.

    заведующий НИЦ

    Кожевников Р.О.

    Кожевников Р.О.

    заместитель начальника отдела буровых растворов

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Мелешко Е.Я.

    Мелешко Е.Я.

    старший специалист отдела буровых растворов

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Просмотров статьи: 287

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru