Технологии
Принципы ингибирования и ранжирование ингибирующих растворов
Б.А. Растегаев, В.В. Минибаев, А.В. Ульшин, И.В. Панов, Р.О. Кожевников, ООО «Химпром», г.Пермь, РФ
Распространенными проблемами нефтегазоносных провинций Казахстана являются осыпи и обвалы, прихваты инструмента, связанные с текучестью глин. Поэтому решение вопросаустойчивости глинистых отложений остаётся одной из актуальных на настоящий момент задач для нефтяников Казахстана.
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 ещё 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 напряжённое состояние пород, необходимо учитывать кинематику разрыва по простиранию наиболее высоких касательных напряжений, что, в конечном счёте, 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.
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 Å. Вероятно, что в этом случае превалируют процессы осмоса и поверхностной гидратации, и в этом ряду хлорид калия уступает другим солям [12,13].
Настоящей статьёй мы анонсируем проведение серии исследований устойчивости аргиллитовых отложений, поскольку до 30% осложнений в бурении связаны с неустойчивостью именно этого типа глин. В частности, на сегодня шламы различного типа переданы нами на рентгенографические, минералогические исследования, а также определение 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 надёжные корреляции с прочностными характеристиками горного массива и ранжировать ингибиторы (в идеале по прогнозированию сроков устойчивости открытого ствола, аналогично расчётам по параметру П0) [14].
Однако, «критерий истины – практика», и неудивительно, что в последнее время для обеспечения устойчивости аргиллитов широкое распространение получили разного рода органические продукты, обеспечивающие антигидратационные свойства за счёт 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» разработанингибитор «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) в РФ. 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 дополнительно 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. 1), что надеемся подтвердить в ближайшее время в промысловых условиях.
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».
Список использованных источников:
- 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.
- Ибраев В.И. Прогнозирование напряженного состояния коллекторов и флюидоупоров нефтегазовых залежей в Западной Сибири. – Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2006.
- Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.
- Обеспечение устойчивости глинистых отложений в искривлённых (горизонтальных) скважинах, Растегаев Б.А., Гнибидин В.Н., Ножкина О.В., Доровских И.В., 2014, М., SPE-171286-RU
- Выбор раствора для разбуривания глинистых пород, Кошелев В.Н., Гвоздь М.С., Растегаев Б.А., Ульшин В.А., Фаткуллин Т.Г. // Бурение и нефть, 2015, №9, с. 25-30.
- Растегаев Б.А. «Современный подход к проектированию ингибирующих свойств буровых растворов для проводки скважин в сложных геолого-технических условиях», Территория Нефтегаз, 2009 г., №6, с. 14-17
- Прогноз критически напряжённой трещиноватости на основе тектонофизического и геомеханического моделирования на примере рифейских трещиноватых карбонатных отложений месторождения Восточной Сибири/ Жигульский С.В., Ротару А.В., Лукин С.В. и др., Нефтяное хозяйство, №12, 2018, с. 24-27.
- К вопросу об устойчивости глинистых пород/А.А.Хуббатов и др. //Территория Нефтегаз, №5, 2014, с. 22-32
- Деминская Н.Г. Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации, Автореферат дисс. к.т.н., Ухта, 2008 г.
- Грим Р.Е., «Минералогия глин», М. ИЛ, 1959, 453 с.
- Пеньков А.И., «Влияние полимеров на ингибирование глин», Нефтяное хозяйство, 1979, №5, с. 24-25.
- Грей Д.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. - М.: Недра, 1985. - 509 с.
- 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.
- Кошелев В.Н. «Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях», дисс. Д.т.н., Краснодар, 2004 г.
- Опыт применения ингибирующих композиций органического и неорганического типа, Мелешко Е.Я., Билалов Р.Ф., Кожевников Р.О., материалы конференции НИТПО, сентябрь, 2017 г.
Краткая справка
Компания «Химпром» основана в 2003 году. Основными видами деятельности являются разработка, производство, поставка 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» оснащён современным оборудованием, укомплектован высококвалифицированными специалистами, позволяющими проводить исследования, соответствующие российским и зарубежным стандартам. Сотрудники компании активно участвуют в научно-технических конференциях, публикуют результаты своих исследований в ведущих изданиях страны.
Приглашаем сервисные компании к активному, взаимовыгодному сотрудничеству.
Адрес представительства ООО «Химпром» в Казахстане:
г. Алматы, ул. Богенбай батыра, д. 148, офис 308
Тел. +7 700 294 88 15