Процесс разработки и локализации компонентов бурового раствора для обеспечения устойчивости ствола скважины

The process of development and localization of drilling fluid components to ensure wellbore stability

E.Y. MELESHKO, N.S. ASMINKIN, R.O. KOZHEVNIKOV, M.T. MASHAROV, K.A. ARISTOVA
LLC «Himprom» Perm, 614042, Russian Federation

Успех строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от состава и свойств буровых растворов. Большое количество функций буровых растворов, ограничений и требований по применению, усложнение геолого-технических условий бурения способствовало развитию рынка буровых растворов, и в настоящее время список буровых систем и реагентов огромен. [1, 2]. Несмотря на возросший уровень технологий бурения скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания неустойчивых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов [3]. Другой актуальной проблемой является бурение в несовместимых условиях (интервалы поглощений и проявлений при строительстве текущей секции). Основной задачей при бурении данных интервалов является обеспечение устойчивости ствола и экранирования участков поглощения и проявления для успешной проводки скважины. Представлены типы буровых растворов для бурения в интервалах неустойчивых отложений и технологии бурения в несовместимых условиях. Приведен положительный опыт применения зарубежного высокоингибированного бурового раствора на водной основе в России. Описан принцип действия основных компонентов системы. Рассмотрен комплекс мероприятий по локализации и разработке латексного консолидатора HimSeal и алюмоорганического комплекса TerraHib ALP. Приведены результаты лабораторных испытаний консолидатора с помощью анализатора размера частиц и дзета-потенциала Zetasizer Nano методом лазерной дифракции, динамического рассеяния светом. Представлены результаты исследований осадкообразования алюмоорганического комплекса в зависимости от рН среды в статическом состоянии и методом центрифугирования.

The success of the oil and gas wells construction depends largely on the composition and properties of drilling fluids. A huge number of drilling fluids functions, restrictions and application requirements, the complexity of geological and technical drilling conditions contributed to the development of the drilling fluids market, and currently the list of drilling systems and reagents is long. [1, 2]. Despite the increased level of wells drilling technologies with different angles of inclination, complications arise in the form of scree and landslides in the intervals of unstable rocks occurrence [3]. Another relevant problem is drilling in incompatible conditions (absorption and manifestation intervals during the construction of the current section). The main task when drilling these intervals is to ensure the stability of the wellbore and the shielding of the absorption and manifestation areas for successful well wiring. The types of drilling fluids for drilling in unstable sediment intervals and drilling technologies under incompatible conditions are presented. The positive experience of using foreign highly inhibited water-based drilling fluid in Russia is described. The principle of operation of the main components of the system is described. A set of measures for localization and development of HimSeal latex consolidator and TerraHib ALP organoaluminum complex is considered. The results of laboratory tests of the consolidator using the particle size analyzer and Zetasizer Nano zeta potential by laser diffraction, dynamic light scattering are presented. The results of an organoaluminum complex sedimentation studies depending on the pH in a static state and by centrifugation are given.

Успех строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от состава и свойств буровых растворов. Постоянное увеличение функций буровых растворов, ограничений и требований по применению, усложнение геолого-технических условий бурения – как вызовы, способствующие развитию рынка буровых растворов, поэтому в настоящее время список буровых систем и реагентов огромен [1, 2].
Несмотря на возросший уровень технологий бурения скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания неустойчивых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов по причине различных физико-химических факторов, зависящих от времени проведения операции [3]. Основной причиной осложнения является увлажнение промывочной жидкостью или ее фильтратом горных пород, что ведет к их обрушению. В интервале залегания глинистых отложений наблюдается процесс их набухания, дальнейшего выпучивания в ствол скважины, итогом чего является осыпание. Обвалы могут произойти также в результате превышения механических напряжений в околоскважинной зоне пласта над гидростатическим давлением столба бурового раствора.
Другой актуальной проблемой является бурение в несовместимых условиях. Считается, что несовместимыми условиями является бурение тех смежных интервалов, которые по показателям пластовых давлений и давлений гидроразрыва невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде поглощений или проявлений [4].
Наличие несовместимых условий во многом влияет на конструкцию скважины, возникает необходимость разобщения пластов промежуточными обсадными колоннами и/или профильными перекрывателями [5]. В некоторых случаях альтернативным решением возможно рассмотреть применение технологии бурения с регулируемым давлением, тем не менее, указанный способ влияет на стоимость строительства скважины в сторону удорожания. Таким образом, одним из коммерчески оправданных методов качественного бурения сложных интервалов является использование консолидирующих и одновременно высокоингибирующих систем буровых растворов.
Необходимо отметить, что описанные сложности удалось минимизировать в ходе успешного бурения скважин в сложных геологических условиях с применением зарубежного бурового раствора в начале 2005 г. Данный раствор на водной основе имел в составе несколько реагентов-стабилизаторов обвальных пород с различным механизмом действия – алюмоорганического комплекса и латекса.
Основные преимущества данной системы:
• ингибирование реакционных глин;
• стабилизация обвалоопасных интервалов путем снижения переноса порового давления.
Начиная с 2005 г., данная система раствора показала свою эффективность при бурении более 200 скважин в различных регионах России. В Ямало-Ненецком автономном округе раствор применяли при вскрытии «шоколадных» глин и аргиллитов, в Ханты-Мансийском автономного округе – при бурении обвалоопасных интервалов Викуловской и Фроловской свит и для безаварийного вскрытия склонной к катастрофическим поглощениям Абалакской свиты; успешно пробурены скважины в Оренбургской области и Республике Коми.
Достигнутые результаты во многом обусловлены наличием в рецептуре раствора импортных компонентов, таких, как латексный полимер и алюминатный комплекс. Мелкодисперсный латексный полимер, благодаря размеру частиц, герметизирует поры, микротрещины и межплоскостное пространство сланцев, тем самым, предотвращая проникновение фильтрата и частичные поглощения бурового раствора, снижая риск возникновения дифференциальных прихватов. Алюмоорганический комплекс обеспечивает стабильность ствола скважины в интервалах слабосцементированных пород путем осаждения в устьях трещин и межплоскостном пространстве глинистых пород в результате снижения рН среды при проникновении фильтрата в призабойную зону скважины.
Совместное применение комплекса данных реагентов блокирует микротрещины аргиллитов, также препятствует процессам диффузии, капиллярной пропитки и поверхностной гидратации глинистых минералов, что снижает их увлажнение и, соответственно, обеспечивает повышенную устойчивость ствола скважины, позволяет стабилизировать породы, склонные к осыпям и обвалам.
Невозможность дальнейшей покупки импортных реагентов и тенденции к локализации в стране послужили причинами, по которым к ООО «Химпром» обратился заказчик с целью замены импортных реагентов. Сотрудники ООО «Химпром» подготовили комплекс мероприятий, направленный на разработку идентичных компонентов бурового раствора. В результате проведенной работы, в номенклатуре продукции компании появились новые реагенты – латексный консолидатор HimSeal и алюмоорганический комплекс TerraHib ALP.
Были проведены совместные испытания в аккредитованных лабораториях на предмет оценки качества и физико-химических показателей разработанных реагентов в сравнении с импортными продуктами. Первый этап испытаний включал подбор подходящего латексного материала с заданным размером частиц. Испытания подобранного реагента HimSeal и импортного аналога по определению распределения размера частиц в водной среде (без предварительной подготовки проб, при различных режимах работы анализатора Microtrac S3500) позволили получить данные, представленные в табл. 1.
Второй этап исследований заключался в определении распределений частиц по размерам в водной среде с предварительным приготовлением эмульсии. Латексную эмульсию готовили диспергированием 1,25 г латексного полимера в 250 мл дистиллированной воды в течение 15 минут (12 000 об/мин), далее образцы выдерживали при комнатной температуре в течение 12 ч. Перед проведением замера образцы перемешивали в течение
15 мин (12 000 об/мин). Результаты исследований указаны в табл. 2.
Отмечено, что при увеличении скорости прокачки водной основы, мощности и длительности воздействия ультразвука наблюдается значительное уменьшение размеров частиц (4,5х).
Следующим этапом исследований латексных полимеров была оценка размеров с применением анализатора размера частиц и дзета-потенциала Zetasizer Nano методом лазерной дифракции и динамического рассеяния света. Итоги испытаний изображены на рис. 1.
Второй ключевой компонент системы – алюмогуматный комплекс. Алюмоорганический комплекс Terrahib ALP обратимо растворим в воде, в зависимости от рН бурового раствора. При падении pH бурового раствора до 10 единиц и ниже Terrahib ALP образует коллоидный осадок. Хорошо наблюдаемым процесс выпадения осадка становится при pH около 7 единиц. Для поддержания Terrahib ALP в растворенном состоянии рН бурового раствора необходимо поддерживать на уровне выше 10,3 единиц.
Образованная коллоидная фаза Terrahib ALP осаждается в устьях пор и межплоскостном пространстве глинистых пород, тем самым блокируя микротрещины глинистых минералов, замедляя гидратацию шлама и повышая стабильность ствола скважины. Вне зависимости от значения pH бурового раствора и его изменения во времени, состав алюмоорганического комплекса Terrahib ALP обеспечивает выраженные свойства ингибитора набухания глин, что позволяет дополнительно контролировать показатель HTHP фильтрации без повышения вязкости.
Испытания алюмоорганического комплекса TerraHib ALP в первую очередь были направлены на исследования осадкообразования в зависимости от рН среды в статическом режиме и режиме центрифугирования.
Методика заключается в приготовлении 2 %-го раствора алюмоорганического комплекса в дистиллированной воде. У полученного раствора замеряют рН, затем разделяют приготовленный раствор на две равные части. Первую часть оставляют с начальным рН, во вторую часть вводят концентрированную соляную кислоту с целью изменения начального рН до уровня 7,2 ед. Растворы помещают на плоскую невибрирующую поверхность и производят фиксацию образования осадка через 1, 3 и 24 ч (рис. 2).
С целью ускорения седиментации использовали метод центрифугирования. Данный метод заключается в разделении неоднородных систем на фракции по плотности при помощи центробежных сил. В ходе испытаний использовали центрифугу Thermo Scientific с углом 45°, скоростью вращения 2500 об/мин, в течение 10 мин. Результаты представлены на рис. 3.
Были проведены исследования по воздействию алюмогуматных комплексов на реологию и фильтрацию глинистой суспензии. В пластиковом стакане взвешивали 200 г 6 %-ой глинистой суспензии. При перемешивании на верхнеприводной мешалке добавляли 4 г алюмогуматного комплекса. Перемешивали в течение 30 мин. Далее измеряли реологические параметры на реометре OFITE M900 с конфигурацией R1/B1/F1 при комнатной температуре, а также фильтрацию LTLP исходной 6 %-ой глинистой суспензии и 6 %-ой глинистой суспензии с алюмогуматным комплексом.
При добавлении в 6 %-ую глинистую суспензию алюмоорганического комплекса фильтрация через 30 мин снижается на 19,4 %. Также происходит полная потеря СНС (табл. 3). Можно предположить, что до осаждения алюмоорганический комплекс обладает ярко выраженными свойствами разжижителя активных глин.
По итогам проведенных исследований разработанных продуктов следует выделить основные моменты. Алюмоорганический комплекс TerraHib ALP снижает фильтрацию раствора, и до осаждения реагент обладает свойствами разжижителя активных глин. При статическом режиме, в зависимости от времени, наблюдается седиментация при снижении рН среды. Оба раствора после центрифугирования отделяет одинаковый объем осадка, надосадочные жидкости имеют схожий темно-коричневый цвет.
Результаты распределения частиц по размерам и анализ размера частиц показали, что импортный продукт и HimSeal имеют незначительные отличия, обусловленные разной технологией производства продуктов. Для сравнительной оценки эффективности латексных материалов планируются испытания по определению проницаемости с помощью тампонирующего аппарата (PPT Fluid Loss particle-plugin test).
Завершающим этапом исследования разработанных продуктов для формирования окончательного вывода об эффективности является проведение промышленных испытаний, которые запланированы в 2023 г. Успешные ОПИ латексного консолидатора HimSeal и алюмоорганического комплекса TerraHib ALP позволят с уверенностью ответить на вопрос, удалось ли сотрудникам ООО «Химпром» решить поставленную задачу в рамках локализации импортной продукции.


Литература

1. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Блинов П.А. Буровые промывочные жидкости: уч. пос. Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова, 2002.
2. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости: уч. пос. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2008.
3. Кошелев В.Н. Разработка и совершенствование методов выбора и рецептур буровых растворов: дисс.... канд. тех. наук, 1988.
4. Заливин В.Г. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: уч. пос. Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 2011.
5. Абрахманов Г.С., Залятов М.М., Фомин М.В. Ликвидация осложнений при строительстве глубоких нефтяных и газовых скважин // Бурение и нефть. 2012. № 5. С. 32–34.

References

1. Nikolayev N.I., Nifontov Yu.A., Blinov P.A. Burovyye promyvochnyye zhidkosti [Drilling flushing fluids]. Sankt-Peterburgskiy gosudarstvennyy gornyy institut im. G.V. Plekhanova Publ., 2002. (In Russian).
2. Ovchinnikov V.P., Aksenova N.A. Burovyye promyvochnyye zhidkosti [Drilling flushing fluids]. – Tyumen': «Neftegazovyy universitet» Publ., 2008. (In Russian).
3. Koshelev V.N. Razrabotka i sovershenstvovaniye metodov vybora i retseptur burovykh rastvorov [Development and improvement of selection methods and formulations of drilling fluids]: diss.... kand. tekh. nauk, 1988. (In Russian).
4. Zalivin V.G. Oslozhneniya i avarii pri burenii neftyanykh i gazovykh skvazhin [Complications and accidents in the drilling of oil and gas wells]. Natsional'nyy issledovatel'skiy irkutskiy gosudarstvennyy tekhnicheskiy universitet Publ., 2011. (In Russian).
5. Abrakhmanov G.S., Zalyatov M.M., Fomin M.V. Likvidatsiya oslozhneniy pri stroitel'stve glubokikh neftyanykh i gazovykh skvazhin [Elimination of complications in the construction of deep oil and gas wells]. // Bureniye i neft' [Drilling and oil]. – 2012, – no 5, pp. 32–34. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Мелешко Е.Я.

    Мелешко Е.Я.

    старший специалист отдела буровых растворов

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Асьминкин Н.С.

    Асьминкин Н.С.

    руководитель обособленного подразделения

    ООО «Химпром», г. Пермь, 614042, РФ

    Кожевников Р.О.

    Кожевников Р.О.

    Заместитель коммерческого директора по инновациям и разработкам

    ООО «Химпром», г. Пермь

    Машаров М.Т.

    Машаров М.Т.

    магистр химии, инженер лаборатории буровых растворов

    Аристова К.А.

    Аристова К.А.

    инженер-химик лаборатории НИР

    ООО «Химпром», г. Пермь, 614042, РФ

    Просмотров статьи: 521

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru