Экологически чистое ингибирование набухания глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин

Experience ecologically friendly inhibition of swelling clays in drilling oil and gas wells

G. ISHBAEV, Burintekh, M. TIKHONOV, GF RN-Drilling, M. DILMIEV, A. KHRISTENKO, Burintekh

Приведен опыт применения органического ингибитора набухания глин БИО ХХ. Реагент может быть использован во всех типах буровых растворов на водной основе.

The experience of the use of organic clay swelling inhibitor BIO XX. The reagent can be used in all types of drilling fluids, water-based.

Основным компонентом буровых растворов является глина, а глинистые минералы обладают преимущественно гидрофильной поверхностью и способны к сорбции и ионному обмену. При взаимодействии глин с водой вследствие расклинивающего воздействия гидратных слоев, образовавшихся вокруг частиц при смачивании, происходит увеличение их объема. Наиболее разбухающей кристаллической решеткой обладает монтмориллонит, иллит и хлорит впитывают воду в небольшой степени, а каолинит и вовсе не увеличивается в объеме при контакте с водой.

Ингибирование набухания глин достигается различными путями, но наиболее распространенным является уменьшение поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся. Причинами протекания катионного обмена являются такие процессы, как нарушение связей на краях алюмокремниевых групп и замещение.
Рис. 1. Тестер линейного набухания глины
На сегодняшний день нет единой теории замещения катионов для глин, и в литературных источниках указывается преимущественно замещающая способность ингибиторов набухания.

Состав обменных катионов в значительной степени влияет на дисперсность глин и изменение коэффициента коллоидальности. Насыщение обменного комплекса Na+ приводит к самопроизвольному диспергированию глинистых частиц и увеличению содержания коллоидальной фракции с размером частиц менее 1 мкм.

В современной практике бурения часто используются экологически безопасные (IV класс опасности) органические ингибиторы нового поколения на основе аминов.

Достаточно хорошо исследовано влияние в основном неорганических катионов, а действие органических ингибиторов нового поколения на основе аминов на глины изучено недостаточно. Отсутствуют и сведения о комплексном влиянии органических и неорганических катионов.

Органический ингибитор набухания глин БИО ХХ действует по механизму замещения катиона Na+ на четвертичный атом азота.

Реагент может быть использован во всех типах буровых растворов на водной основе. При использовании не требует какого-либо дополнительного оборудования или специальных мер по обработке раствора и может быть добавлен как непосредственно в емкости при приготовлении раствора, так и через смесительную воронку. Рекомендуемая концентрация БИО ХХ в растворе – от 12 до 24 кг/м3. Оптимальный уровень рН раствора для обеспечения максимальной эффективности БИО ХХ – 8 – 9.

Лабораторные исследования реагента по влиянию на набухание глины (рис. 1) показывают высокий уровень ингибирования глинистых пород. При совместном использовании хлористого калия и органических ингибиторов наблюдается совместное усиливающее действие (рис. 2).
Рис. 2. Набухание глины с разными ингибиторами
В лаборатории проведены исследования по оценке влияния бурового раствора Поликарб Био, в состав которого добавлено 15 мл/л ингибитора БИО ХХ, на снижение фильтрационных свойств околоствольной зоны продуктивного пласта (рис. 3, 4). Поликарб Био – биополимерный буровой раствор, содержащий крахмал в качестве понизителя показателя фильтрации, фракционный карбонат кальция в качестве кольматанта, хлорид калия и БИО ХХ в качестве неорганического и органического ингибиторов набухания глин.

В эксперименте использовался образец керна, отобранный при бурении скважины №253-Р, куста №253 Еты-Пуровского месторождения (Сортымская свита БП10-1, БП10-3).

По итогам экспериментов, полученные показатели влияния бурового раствора сведены в таблицу.

Восстановление нефтепроницаемости на 95,8% свидетельствует о низком загрязнении ПЗП при воздействии тестируемого бурового промывочного раствора, а следовательно, добавляемый ингибитор БИО ХХ приводит к снижению загрязнения нефтяного пласта.

Реагент прошел промышленные испытания, которые проводились при бурении бокового ствола скважины №1038 куста 104 Ново-Пурпейского месторождения в соответствии с «Программой промывки при бурении бокового горизонтального ствола на скв. №1038 куста 104 Ново-Пурпейского месторождения».
Информация по скважине
Был приготовлен безглинистый ингибирующий буровой раствор на основе органического ингибитора набухания глин БИО ХХ с добавлением полимеров для буровых растворов и карбоната кальция со следующими свойствами:
В процессе бурения пилотного участка бокового горизонтального ствола на поддержание ингибирующих свойств бурового раствора было израсходовано 1260 л реагента БИО ХХ (22,5 л на 1м3 бурового раствора).

Эффективность работы реагента БИО ХХ оценивалась по изменению содержания коллоидной фазы в буровом растворе, оцениваемом тестом «МВТ».

В результате испытаний было отмечено:

Приготовленный ингибирующий буровой раствор для бурения боковых стволов на основе органического ингибитора БИО ХХ полностью соответствует предъявляемым к нему требованиям и прошел испытания.

Буровой раствор с органическим ингибитором БИО ХХ в составе показывает лучшую стабильность и устойчивость к наработке твердой фазы.
Табл. Влияние бурового раствора с органическим ингибитором на пласт
Примечание:

k1неф. – начальная нефтепроницаемость образца керна (с начальной остаточной водонасыщенностью);

k2кольм. – нефтепроницаемость образца керна сразу после воздействия бурового раствора;

β – восстановление нефтепроницаемости после воздействия бурового раствора по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия;

Lфильтр. – глубина проникновения фильтрата раствора (от стенки скважины) за 16 часов репрессии на пласт, рассчитанная для бурения долотом d=215,9 мм;

Ротрыва – давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора.
Рис. 3. Удаление фильтрационной корки при вызове притока нефти
Обеспечивается стабильность бурового раствора по реологическим и фильтрационным показателям, значительно уменьшается наработка твердой фазы в буровой раствор. При бурении скважины наблюдалось снижение показателя МВТ раствора в 1,5 – 2 раза в сравнении с показателями растворов на основе неорганических ингибиторов, используемых на аналогичных скважинах (рис. 5).
Рис.4. Влияние бурового раствора на проницаемость по нефти призабойной зоны пласта
Рис. 5. Снижение наработки глины при добавлении ингибитора БИО ХХ
Промывка скважины производилась без включения центрифуги и без разбавления бурового раствора. Работы двух ступеней очистки было достаточно для поддержания требуемого удельного веса промывочной жидкости. Ранее при ЗБС в аналогичных условиях бурение производилось при постоянно работающей центрифуге.

Механическое бурение проходило без «подвисания» бурильной колонны, все проводимые СПО – без посадок и затяжек. Также отмечено снижение объема бурового раствора, потребовавшегося для бурения интервала по сравнению с пробуренными ранее скважинами.

Помимо ингибирования глин и глинистых сланцев реагент помогает улучшить устойчивость стенок скважины, снизить вероятность образования сальников, улучшить эффективность работы оборудования по очистке раствора.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ишбаев Г.Г.

    Ишбаев Г.Г.

    д.т.н., профессор, генеральный директор

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Тихонов М.А.

    главный инженер ГФ

    ООО «РН-Бурение»

    Дильмиев М.Р.

    Дильмиев М.Р.

    начальник службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Христенко А.В.

    Христенко А.В.

    к.т.н., заместитель начальника службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Просмотров статьи: 5798

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru