Сравнительные испытания органических ингибиторов глин

Comparative tests of organic inhibitors of clays

O. MASLOVA, the Altai raw material Company Ltd.,
L. PALCHIKOVA, Burenie SPU JSC,
Yu. MOTOSHIN, subsidiary National Drilling Company Western Siberia Co. Ltd.,
Yu. MOYSA, KhimBurNeft SPU Co. Ltd.

Начало применения ингибирующих буровых растворов для борьбы с диспергированием твердой фазы и разрушением под влиянием промывочной жидкости неустойчивых пород, слагающих стенки скважины, было положено работами Кистера Э.Г., Липкеса М.И., Пенькова А.И. в пятидесятые годы прошлого столетия на месторождениях Волгоградской области, Северного Кавказа и Туркмении.

The article gives results of comparative tests of some organic inhibitors (in Russia and abroad) recommended for treatment of drilling fluids to prevent complications when drilling non-stable clays.

Большинство осложнений в указанных регионах обусловлено наличием в разрезе высококоллоидальных глин, хорошо гидратирующихся и легко диспергирующихся глинистых сланцев, что приводит к загустеванию раствора, сальникообразованию и нарушению устойчивости ствола скважины. Наибольшее промысловое применение получили ингибирующие кальциевые растворы (известковые, гипсовые, хлоркальциевые), в меньшей степени хлоркалиевые, силикатные, эмульсионные и неионные промывочные жидкости с применением ПАВ [1, 2].

В статье приведены результаты сравнительных испытаний ряда отечественных органических ингибиторов: марки ХБН (ООО «НПО «Химбурнефть»), марки БСР (ООО «СИТЕКО»), марки ВАЛИГ ПГ (ООО «АРЕВАЛЬ»), марки ИКГЛИК (ООО «ИКФ-СЕРВИС») и зарубежного органического ингибитора марки CLAYSTAB (США), рекомендованных для обработки буровых растворов с целью предотвращения осложнений при бурении неустойчивых глин нефтегазовых месторождений Западно-Сибирского и Северо-Кавказского регионов.
В качестве показателя количественной оценки ингибирующих свойств нами выбран показатель увлажняющей способности (П0, см/час), разработанный под руководством Пенькова А.И. [3] в ОАО НПО «Бурение», для классификации буровых растворов по ингибирующей способности, для научно обоснованного выбора типа бурового раствора при бурении в неустойчивых глинистых отложениях.

Методика подготовки образцов и проведения экспериментов заключалась в прессовании под давлением 40,0 МПа (соответствующим интервалу залегания глин на месторождениях) эталонных образцов диаметром 20 мм и высотой 32 мм немодифицированного глинопорошка марки ПБТ-1 (содержащего более 90% минерала монтмориллонита), предварительном взвешивании и выдержке эталонных образцов в исследуемых средах в течение 4-х часов с последующим измерением веса увлажненных образцов.

Лабораторными исследованиями установлено, что немодифицированный глинопорошок марки ПБТ-1, выпущенный в соответствии с ТУ 2164-001-50655195-2006 на глинистом сырье Таганского месторождения производства ООО «Алтайская сырьевая компания», соответствует показателям качества марки ПББ по ТУ 39-0147-001-105-93 «Глинопорошки для буровых растворов» с выходом раствора 16,0 м3/т, требованиям международной спецификации API RP 13A/ISO 135001998 и успешно может быть применен в качестве эталонного материала с показателями высокой воспроизводимости результатов.

В качестве контрольных замеров показателя увлажняющей способности П0 на эталонных образцах, приготовленных из глинопорошка марки ПБТ-1, для сравнительной оценки органических ингибиторов выбраны растворы минерального ингибитора глин – соли хлористого калия (KCl) в концентрациях 1%, 3% и 10% в дистиллированной воде, которые стабильно давали значения П0, равные 1,74; 1,35 и 0,54 см/час соответственно с погрешностью 3 – 5%. Для сравниваемых органических ингибиторов дополнительно была выполнена оценка физико-химических свойств по показателям: концентрации водородных ионов (рН), пенообразующей способности и коэффициенту трения (Ктр) по стандарту АНИ на приборе ЕР/Lubricity Tester (США) 1%-ных, растворов в дистиллированной воде. Результаты определения физико-химических показателей представлены в табл. 1.
Табл. 1. Физико-химические показатели 1 %-ных водных растворов органических ингибиторов глин
Анализ физико-химических показателей показывает, что в рассмотренном ряду органических ингибиторов глин БСР является высокощелочным химическим продуктом по сравнению со слабокислыми остальными ингибиторами, показывает незначительную вспениваемость по показателю пенообразования (10,0 см3) и полное отсутствие способности снижать коэффициент трения в водной среде.
Рис. 1. Изменение показателя увлажняющей способности
(По, см/час, по РД 39-2-813-82) в зависимости от концентрации (1,3,10 %) различных ингибиторов в дистиллированной воде
На рис. 1 в полном объеме представлены свойства сравниваемых органических ингибиторов глин по показателю П0 при их различных концентрациях в дистиллированной воде. Минимальный ингибирующий эффект и максимальная скорость увлажнения эталонных глинистых образцов наблюдается при 1%-ной концентрации в среде для всех органических ингибиторов. Разрушение глинистых эталонных образцов вследствие низкого ингибирования при этой концентрации наблюдалось в растворах ингибиторов БСР, ВАЛИГ и ИКГЛИК. По мере увеличения концентрации до 3% и 10% в ингибирующей среде как контрольного минерального (КС1) ингибитора, так и органических ингибиторов отечественного и зарубежного производства рассматриваемого ряда наблюдается уменьшение показателя увлажняющей способности, указывающего на возрастание ингибирования глин.

Отечественный органический ингибитор ХБН по своей эффективности не уступает зарубежному органическому ингибитору глин марки CLAYSTAB в индивидуальном виде, а при сочетании ХБН и KCl в пропорции ингредиентов 1:1 – 3:1 соответственно ингибирующий эффект системы усиливается (рис. 1).

Дополнительным подтверждением эффективности ХБН являются данные по оценке ингибирования коллоидной фазы по величине абсорбционной емкости бурового раствора по методу МБТ, выполненные филиалом ООО «Национальная буровая компания «Западная Сибирь».
Табл. 2. Сравнительная оценка эффективности органического ингибирования глинистой коллоидной фазы по величине МБТ на реальном буровом растворе
ПРИМЕЧАНИЕ.
1. Базовый раствор привезен со скв. № 1423/70 Северо-Покурского месторождения.
2. В базовый раствор введены органические ингибиторы марок ХБН, ИКГЛИК, ВАЛИГ, БСР в концентрации 30 кг/м3 и перемешаны, затем растворы оставлены в покое на 24 часа и далее испытаны по методу МБТ.
Данные (табл. 2) подтверждают, что наилучшим ингибитором гидратированной глинистой фазы бурового раствора в сравниваемом ряду ингибиторов марок ХБН, ИКГЛИК, ВАЛИГ, БСР в концентрации 30 кг/м3 является при равных условиях органический ингибитор ХБН.

Таким образом, в настоящее время количественный метод оценки ингибирующих свойств в отношении глинистых минералов по показателю П0 является весьма объективным инструментом сравнительной оценки широкого спектра органических ингибиторов глин, хорошо коррелирующий с данными других методов (рис. 2).
Рис. 2. Глинистые эталонные образцы после 4-х часовой выдержки в среде неингибированного и ингибированного добавками 3,0% КСL+5,0% ХБН полимерглинистого бурового раствора
Однако данная сравнительная оценка эффективности ингибиторов базируется только на механизме ингибирования глинистых минералов и не может в полной мере быть универсальной для всех случаев осложнений, в том числе связанных с осыпями и обвалами.

Данный количественный метод применим также для оценки и управления ингибирующими свойствами буровых растворов в продуктивных пластах, содержащих глинистые минералы, т. к. минимальная величина показателя П0 бурового раствора при первичном вскрытии горизонтальными участками или боковыми стволами гарантирует в сочетании с другими физико-химическими и техническими параметрами буровых растворов максимальное сохранение коллекторских свойств, что неоднократно было установлено на месторождениях ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» [4].

Литература

  1. Кистер Э.Г., Липкес М.И. Хлоркальциевые глинистые растворы // Нефтяное хозяйст­во, 1962. №5. С. 17 – 20.
  2. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. / М.: Недра, 1984. 317 с.
  3. Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола скважины к углублению: сб. научных тр. Краснодар: НПО «Бурение», 2000. Вып. 5. С. 18 – 26.
  4. Александров И.Е. Выбор буровых растворов для бурения скважин на Юрские отложения Аригольского месторождении ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. №3. С. 14 – 18.

References

  1. E.G. Kister, M.I. Lipkes. Chlorine-calcium mud solutions // Oil economy. 1962. - #5.-Pp.17-20.
  2. A.I. Bulatov, A.I. Pen’kov, Yu.M. Proselkov. Reference book on wells flushing.// M. – “Nedra”. – 1984.-317 pages.
  3. A.I. Pen’kov, S.A. Ryabokon’. Requirements to properties and criteria of quality assessment of drilling fluids ensuring due preparation of well-bore for deepening // Collection of scientific works of “Burenie” SPU. Krasnodar. – 2000. – issue 5. Pp.18-26.
  4. I.Ye. Alexandrov. Choosing of mud to drill wells for Jurassic deposits of Arigol’skoe field of “SlavNeft-MegionNefteGaz” JSC // Drilling of oil and gas wells on dry-land and at offshore shelf. – 2007.-#3.-Pp.14-18.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Маслова О.А.

    Маслова О.А.

    инженер

    ООО «Алтайская сырьевая компания»

    Пальчикова Л.С.

    Пальчикова Л.С.

    к.т.н., руководитель направления глинометериалов и глинистых растворов

    ОАО НПО «Бурение»

    Мотошин Ю.А.

    заместитель главного инженера по технологии бурения

    филиал ООО «Национальная буровая компания «Западная Сибирь»,

    Мойса Ю.Н.

    Мойса Ю.Н.

    к.х.н., главный специалист по научно-исследовательской работе

    ООО НПО «БентоТехнологии»

    Просмотров статьи: 7223

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru