Принципы ингибирования и ранжирование ингибирующих растворов

Principles of inhibition and ranking of inhibitory solutions

B. RASTEGAEV, V. MINIBAEV, A. ULSHIN, I. PANOV, R. KOZHEVNIKOV, «Himprom» LLC

Проблемы устойчивости глинистых отложений в частности, методов ингибирования их гидратации, и по сей день остаются одним из актуальнейших направлений исследований. Авторами статьи высказаны некоторые предположения о факторах устойчивости аргиллитовых глин, анонсированы направления дальнейших исследований и приведены данные о собственных разработках в области ингибирования, в частности, охарактеризована новая линейка органических ингибиторов марки «Ингидол».

Stability problems in clay deposits, in particular methods of inhibiting their hydration, and to this day remains one of the most important areas of research. The authors of the article make some assumptions about the factors of stability of argillite clays, announced the direction of further research and given data on their own developments in the field of inhibition, in particular, characterized by a new line of organic inhibitors brand «Ingidol».

Рост объемов бурения пологих и горизонтальных скважин обозначил более жесткие требования к технологии их бурения. Для оценки устойчивости глинистых пород на стенках скважины следует суммировать показатели, характеризующие различные процессы при взаимодействии с буровым раствором. Градиент давления, обеспечивающий устойчивость пород, представлен в виде суммы градиентов давлений: горизонтальной составляющей геостатического (бокового распора), тектонического, порового, гидратации фильтратом бурового раствора, осмотического контактирующих сред (водной фазы бурового раствора и поровой воды). Это позволяет определить оптимальную плотность промывочной жидкости, гидростатическое давление которой компенсирует давление пород и насыщающих их флюидов [1, 2 ,3].
Не менее важны процессы изученности (не изученности) геомеханических характеристик месторождения, оказывающих существенное влияние на устойчивость горных пород в процессе их вскрытия бурением. Особенно это важно при бурении горизонтальных скважин, где вопросы обеспечения противодавления на стенки скважины и сегодня еще изучены недостаточно [4].
Увеличение плотности промывочной жидкости до величины, эквивалентной коэффициенту аномальности порового давления и напряжений, действующих в массиве горных пород, а также ингибирование раствора позволяют стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксации напряжений) в нетронутом массиве.
Ранее [5, 6] достаточно детально были представлены принципы ингибирования и связь увлажнения, плотности и минералогии глин и методология их оценки, а также достаточно представительный массив лабораторных и промысловых данных. В то же время для аргиллитов и алевролитов, анализируя напряженное состояние пород, необходимо учитывать кинематику разрыва по простиранию наиболее высоких касательных напряжений, что, в конечном счете, обуславливает активизацию их трещинообразования [7]. Особенно явно это проявляется, когда ствол становится наклонным, различие между основными напряжениями, действующими перпендикулярно поперечному сечению, увеличивается, т.е. возрастает напряжение сжатия вокруг ствола скважины.

Компания «Химпром» основана в 2003 г. Основными видами деятельности являются 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 составляют основу динамичного развития компании. Научно-исследовательский центр компании «Химпром» оснащен современным оборудованием, укомплектован высококвалифицированными специалистами, проводящими исследования, соответствующие российским и зарубежным стандартам.


Эти существенные различия физико-механических характеристик глинистых пород, отличающихся по структуре и минералогии, отмечены в ряде работ, например [8, 9]. Наиболее рельефно это выражается в реакции различных глинистых отложений на однотипные виды ингибирующих добавок. Хлорид калия – эксклюзивно лучший ингибитор для монтмориллонитовых глин, что определяется размерами его гидратированного катиона (7,6 Å) [10, 11], который свободно проникает в межплоскостные пространства монтмориллонита (9,6 Å), встраивается в гексагональные кольца (2,8 Å), а размер негидратированного К+ = 2,66 Å) и прочно связывает элементарные пластинки между собой, предотвращая гидратацию и диспергирование. В случае аргиллитов (иллит, каолинит), представленных кристаллами типа мусковита (диоктаидрическая слюда), межплоскостные расстояния составляют 7,2. Вероятно, что в этом случае превалируют процессы осмоса и поверхностной гидратации, и в этом ряду хлорид калия уступает другим солям [12, 13].
К сожалению, авторам не удалось найти источники, достаточно корректно подтверждающие настоящие соображения, а тем более собрать достоверную статистическую базу, что обусловлено не только многофакторностью как физико-химических, так и физико-механических процессов, обеспечивающих устойчивость глин. А лабораторные исследования устойчивости аргиллитов весьма условны ввиду сложности моделирования природной структуры этих отложений (и очевидным недостатком кернового материала в России). Трещиноватость аргиллитов, теоретически предполагаемая в природных условиях всестороннего сжатия и реально получаемая в нормальных условиях, и ее влияние на устойчивость, на наш взгляд, есть предмет дальнейших исследований. Настоящей статьей мы анонсируем проведение серии исследований устойчивости аргиллитовых отложений, поскольку до 30 % осложнений в бурении связаны с неустойчивостью именно этого типа глин. В частности, сегодня шламы различного типа переданы нами на рентгенографические, минералогические исследования, а также определения влажности, плотности, химического состава. Считаем, что это, вкупе с компаундированием «таблеток» для исследований в разных режимах, поможет выявить закономерности массообменных процессов в присутствии ингибирующих добавок различной природы, найти надежные корреляции с прочностными характеристиками горного массива и ранжировать ингибиторы (в идеале по прогнозированию сроков устойчивости открытого ствола, аналогично расчётам по параметру П0) [14].

Одним из эффективных решений для предупреждения осыпей аргиллитов и сланцев является применение ингибиторов на основе асфальтенов, гильсонитов природного происхождения, сульфированного асфальта, 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.


Однако, критерий истины, как известно – практика и неудивительно, что в последнее время для обеспечения устойчивости аргиллитов широкое распространение получили разного рода органические продукты, обеспечивающие антигидратационные свойства за счет поверхностных «обволакивающих» эффектов, а также осмоса (как правило, благодаря четвертичному аммонию). Одним из эффективных решений для предупреждения осыпей аргиллитов и сланцев является применение ингибиторов на основе асфальтенов, гильсонитов природного происхождения, сульфированного асфальта, 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 [15].
Естественно, что наряду с классическими продуктами, используемыми для ингибирования, мы тоже обратились к составам, содержащим различные органические композиты. Так, в ООО «Химпром» разработан ингибитор «Ингидол ГГЛ», представляющий собой многокомпонентный состав на основе асфальтенов (гильсонита, модифицированных битумов, композиции гликолей, производных жирных кислот и других компонентов).
В промышленных условиях указанный ингибитор был испытан при бурении скважин на месторождениях Республики Узбекистан (Сургиль, Чилькувар и Тайлак), Самарской области (Ново-Ключевское), Республики Татарстан (Бондюжское месторождение). Промысловые испытания на указанных и других площадях продолжаются и в настоящий момент. Сопоставление предварительных промысловых данных и лабораторных исследований позволило нам не только оценить продукт, но предложить заказчикам новую линейку ингибиторов ряда «Ингидол» с повышенными ингибирующими и консолидирующими характеристиками. На рис.1, 2 приведены данные исследований линейного расширения образцов из обвального аргиллитового шлама тиманского горизонта Самарской области и данные «роллинг-теста» того же шлама. Добавки ингибиторов-2 % (на рис.1 дополнительная зависимость от концентрации ингибитора). В качестве репера взят ингибитор алифатический полиамин, используемый при разбуривании Кошайских глин.
Как видно, модифицированные продукты обеспечивают существенное усиление ингибирующей способности растворов без видимого изменения технологических характеристик раствора (табл.), что надеемся подтвердить в ближайшее время в промысловых условиях.

Литература

1.Свиницкий С.Б. Прогнозирование горно-геологических условий проводки скважин соленосных и глинистых отложениях с аномально высокими давлениями флюидов. Дисс. д. г-мн. н., Ставрополь, 2007.
2.Ибраев В.И. Прогнозирование напряженного состояния коллекторов и флюидоупоров нефтегазовых залежей в Западной Сибири. Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2006.
3.Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.
4.Растегвев Б.А., Гнибидин В.Н., Ножкина О.В., Доровских И.В. Обеспечение устойчивости глинистых отложений в искривленных (горизонтальных) скважинах, 2014, М., SPE-171286-RU.
5.Кошелев В.Н., Гвоздь М.С., Растегаев Б.А., Ульшин В.А., Фаткуллин Т.Г. Выбор раствора для разбуривания глинистых пород. // Бурение и нефть. 2015. № 9. С. 25–30.
6.Растегаев Б.А. Современный подход к проектированию ингибирующих свойств буровых растворов для проводки скважин в сложных геолого-технических условиях // Территория Нефтегаз 2009. № 6, С. 14–17.
7.Жигульский С.В., Ротару А.В., Лукин С.В. и др. Прогноз критически напряженной трещиноватости на основе тектонофизического и геомеханического моделирования на примере рифейских трещиноватых карбонатных отложений месторождения Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2018. № 12. С. 24–27.
8.Хуббатов А.А. и др. К вопросу об устойчивости глинистых пород // Территория нефтегаз. 2014. № 5. С. 22–32.
9.Деминская Н.Г. Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации, Автореферат дисс. к.т.н., Ухта, 2008.
10.Грим Р.Е.Минералогия глин, М. ИЛ, 1959, 453 с.
11.Пеньков А.И. Влияние полимеров на ингибирование глин // Нефтяное хозяйство, 1979, № 5, с. 24–25.
12.Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985. 509 с.
13.Андресон Б.А. Разработка и внедрение физико-химических методов и технологических процессов повышения эффективности бурения и заканчивания скважин в сложных условиях: дисс докт. техн. наук: 05.15.10 / НПО «Бурение». Краснодар, 1999. 539 с.
14.Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях», дисс. докт.техн.наук., Краснодар, 2004.
15.Мелешко Е.Я., Билалов Р.Ф., Кожевников Р.О. Опыт применения ингибирующих композиций органического и неорганического типа // Материалы конференции НИТПО. Сентябрь, 2017 г.

References

1.Svinitskiy S.B. Prognozirovaniye gorno-geologicheskikh usloviy provodki skvazhin solenosnykh i glinistykh otlozheniyakh s anomal’no vysokimi davleniyami flyuidov. Diss. doct. g-mn. Nauk [Forecasting of mining and geological conditions of wells conducting of saline and clay deposits with abnormally high pressures of fluids] Stavropol’, 2007.
2.Ibrayev V.I. Prognozirovaniye napryazhennogo sostoyaniya kollektorov i flyuidouporov neftegazovykh zalezhey v Zapadnoy Sibiri [Forecasting the stressed state of reservoirs and fluids of oil and gas deposits in Western Siberia]. Tyumen’ OAO «Tyumenskiy dom pechati» Publ., 2006.
3.Kanevskaya R.D. Matematicheskoye modelirovaniye razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza s primeneniyem gidravlicheskogo razryva plasta [Mathematical modeling of development of oil and gas fields using hydraulic fracturing]. Moscow, OOO «Nedra-Biznestsentr», 1999.
4.Rastegvev B.A., Gnibidin V.N., Nozhkina O.V., Dorovskikh I.V. Obespecheniye ustoychivosti glinistykh otlozheniy v iskrivlennykh (gorizontal’nykh) skvazhinakh [Ensuring the stability of clay deposits in curved (horizontal) wells]. Moscow, 2014, SPE-171286-RU.
5.Koshelev V.N., Gvozd’ M.S., Rastegayev B.A., Ul’shin V.A., Fatkullin T.G. Vybor rastvora dlya razburivaniya glinistykh porod [The choice of a solution for drilling up clay rocks]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil], 2015, no. 9, pp. 25–30.
6.Rastegayev B.A. Sovremennyy podkhod k proyektirovaniyu ingibiruyushchikh svoystv burovykh rastvorov dlya provodki skvazhin v slozhnykh geologo-tekhnicheskikh usloviyakh [A modern approach to designing the inhibitory properties of drilling fluids for drilling wells in complex geological and technical conditions]. Territoriya Neftegaz [Territoriya Neftegaz], 2009, no. 6, pp.14–17.
7.Zhigul’skiy S.V., Rotaru A.V., Lukin S.V. i dr. Prognoz kriticheski napryazhennoy treshchinovatosti na osnove tektonofizicheskogo i geomekhanicheskogo modelirovaniya na primere rifeyskikh treshchinovatykh karbonatnykh otlozheniy mestorozhdeniya Vostochnoy Sibiri [Forecast of critically stressed fracturing on the basis of tectonophysical and geomechanical modeling on the example of Riphean fractured carbonate deposits of the East Siberia deposit]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2018, no. 12, pp. 24–27.
8.Khubbatov A.A. i dr K voprosu ob ustoychivosti glinistykh porod [On the problem of the stability of clay rocks]. Territoriya neftegaz [Territoriya neftegaz], 2014, no. 5, pp. 22–32.
9.Deminskaya N.G. Razrabotka tekhnologii sokhraneniya ustoychivosti litifitsirovannykh glin na osnove reguliruyemoy kol’matatsii. Avtoreferat diss. k.t.n [Development of technology for the preservation of the stability of lithified clays based on controlled colmatation Abstract of Diss. Ph.D]. Ukhta, 2008.
10.Grim R.E. Mineralology Glin [Clay mineralology]. Moscow, IL Publ., 1959. 453 p.
11.Pen’kov A.I., Vliyaniye polimerov na ingibirovaniye glin [The influence of polymers on inhibition of clay]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 1979, no. 5, pp. 24–25.
12.Grey D.R., Darli G.S.. Sostav i svoystva burovykh agentov [Composition and properties of drilling agents]. Moscow, Nedra [Nedra] Publ., 1985. 509 p.
13.Andreson B.A. Razrabotka i vnedreniye fiziko-khimicheskikh metodov i tekhnologicheskikh protsessov povysheniya effektivnosti bureniya i zakanchivaniya skvazhin v slozhnykh usloviyakh. Diss dokt. tekhn. nauk [Development and implementation of physical and chemical methods and technological processes to improve the efficiency of drilling and completion of wells in difficult conditions. Diss. tech. Sciences] Krasnodar, NPO «Bureniye» Publ., 1999. 539 p.
14.Koshelev V.N. Nauchnyye i metodicheskiye osnovy razrabotki i realizatsii tekhnologii kachestvennogo vskrytiya produktivnykh plastov v razlichnykh geologo-tekhnicheskikh usloviyakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Scientific and methodological foundations for the development and implementation of technology for the qualitative opening of reservoirs in various geological and technical conditions. Diss. doctor of technical sciences]. Krasnodar, 2004.
15.Meleshko Ye.Ya., Bilalov R.F., Kozhevnikov R.O. [Experience of application of inhibitory compositions of organic and inorganic type] materialy konferentsii NITPO Opyt primeneniya ingibiruyushchikh kompozitsiy organicheskogo i neorganicheskogo tipa. 2017.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Растегаев Б.А.

    Растегаев Б.А.

    к.т.н., старший научный сотрудник, научный консультант

    ООО "Химпром"

    Минибаев В.В.

    Минибаев В.В.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО "Химпром"

    Ульшин А.В.

    Ульшин А.В.

    начальник технологического отдела

    ООО "Химпром"

    Кожевников Р.О.

    Кожевников Р.О.

    заместитель начальника отдела буровых растворов

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Панов И.В.

    Панов И.В.

    заведующий НИЦ

    Просмотров статьи: 916

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru