WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ГАЙДАРОВ  Миталим Магомед-Расулович

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН В ГЛИНИСТЫХ И СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ  2010

Работа выполнена в Актюбинском отделении Казахского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (АО КазНИГРИ) и ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

Официальные оппоненты:        

доктор технических наук, профессор Гасумов Рамиз Алиевич

доктор технических наук, профессор Поляков Владимир

Николаевич

доктор технических наук  Крысин Николай Иванович

Ведущее предприятие Всероссийский научно-исследователь-ский институт буровой техники ОАО «Научно-производственное объединение «Буровая техника» - ВНИИБТ»

Защита состоится 21 октября 2010 года в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном институте им. Г.В. Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д. 2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат диссертации разослан 06 сентября 2010 года.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного совета

д.т.н., профессор Н.И. НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

       

Актуальность темы. Развитие нефтегазовой промышленности, наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России и необходимые поступления в бюджет, должны сопровождаться ростом объемов буровых работ.        

       Одним из важных направлений повышения качества строительства скважин является использование эффективных составов буровых растворов и технологий их получения с целью предотвращения технологических осложнений и снижения затрат в процессе бурения.

Строительство скважин в сложных горно-геологических условиях, обусловленных чередованием терригенных, хемогенных и карбонатных пород, наличием зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и температур, значительных толщ глинистых отложений, большими глубинами залегания углеводородного сырья сопряжено с возникновением технологических осложнений, значительным перерасходом материалов и времени при получении буровых растворов и регулировании их параметров.

При проходке мощных солевых отложений используются высокоминерализованные, а в некоторых случаях углеводородные растворы. При вскрытии продуктивных пластов и в некоторых случаях при бурении в солевых и терригенных отложениях отсутствует альтернатива буровым растворам с углеводородными компонентами. Однако существующие составы, технологии их получения и управления свойствами  высокоминерализованных и углеводородных растворов недостаточно эффективны и приводят к значительному перерасходу материалов и времени.

Бурение в гидратационноактивных глинистых отложениях сопровождается осложнениями в виде осыпей, обвалов, кавернообразований и т.д. Применением существующих высокоингибированных  растворов не всегда удается сохранить устойчивость гидратационноактивных глинистых пород.

Для предупреждения нефтегазопроявлений и других технологических осложнений в солях и глинах необходимым инженерно-техническим решением является увеличение плотности бурового раствора. Однако получать и использовать утяжеленные растворы плотностью более 2300 кг/м3 с управляемыми технологическими показателями технически трудно.

В связи с изложенным разработка составов, технологий получения буровых растворов и управление их свойствами должны обеспечивать:

- минимальные затраты материалов и времени на получение буровых растворов с различными дисперсионными средами и управление их свойствами;

- устойчивость гидратационноактивных глинистых отложений;

- получение утяжеленных растворов плотностью 2500 кг/м3 и более.

       Работа выполнена в соответствии с программой «Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 20062010 гг.».

       Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства глубоких скважин в глинистых и солевых отложениях путем создания новых высокоэффективных составов буровых растворов и технологий их получения.

       Идея работы. Для повышения эффективности строительства глубоких скважин в сложных горных геологических условиях следует обеспечить предупреждение осложнений за счет дезинтеграторной обработки буровых растворов, управления свойствами углеводородных систем, направленного формирования соединений включения в гидратационноактивных глинистых отложениях и обменных химических реакций для получения утяжеленных буровых растворов применительно к солевым отложениям и зонам АВПД.

       Основные задачи исследований

1. Выявление причин технологических осложнений в процессе строительства глубоких скважин, обусловленных несоответствием свойств буровых растворов условиям бурения.

2. Исследование и обоснование влияния режима дезинтеграторной обработки на структурно-реологические и фильтрационные свойства буровых растворов с различной дисперсионной средой.

3. Исследование межчастичных сил взаимодействия в углеводородной среде и разработка научных основ по управлению технологическими показателями углеводородных растворов.        

4. Исследование физико-химического взаимодействия глин с углеводородными соединениями из состава бурового раствора и обоснование их влияния на устойчивость глинистых пород.

5. Исследование процесса конденсирования твердой фазы в растворах электролитов для получения утяжеленных растворов.

6. На основании результатов исследований разработка составов буровых растворов, методов управления их свойствами и технологий приготовления.

7. Промышленное внедрение разработанных буровых растворов и технологий управления их свойствами при проводке глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.

Научная новизна

- установлена зависимость изменения структурно-реологических параметров буровых растворов от скорости разрушения структуры дисперсной системы с различными дисперсионными средами;

- определен и научно обоснован механизм влияния компонентов углеводородных растворов на их технологические свойства;

- выявлен механизм действия гидрофобных кольматантов для сохранения устойчивости гидратационноактивных глинистых пород;

- установлена зависимость изменения технологических свойств утяжеленных буровых растворов с конденсируемым утяжелителем от концентрации компонентов.

       Основные защищаемые положения

1. Изменение физико-химического состояния компонентов бурового раствора, достигаемое при дезинтеграторной обработке со скоростями 10000–12000 об/мин, позволяет управлять его технологическими свойствами, а также снизить затраты материалов (в 1,5–2,0 раза) и времени на приготовление.

2. Управление технологическими показателями углеводородных растворов обеспечивается путем регулирования состояния и свойств содержащейся в них воды.

3. Устойчивость глинистых отложений достигается за счет управляемой гидрофобной кольматации путем механического заполнения макро- и микротрещин дисперсной фазой бурового раствора и формирования гидратных соединений включения в структуре воды, связываемой поверхностью породы.

4. Управление физико-химическими свойствами дисперсионнной среды буровых растворов за счет поэтапного ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, а также конденсации сульфата бария при обменных реакциях электролитов позволяет получать утяжеленные буровые жидкости плотностью 2500 кг/м3 и более с требуемыми технологическими параметрами.

       Практическая ценность

1. На основе механохимии разработана технология дезинтеграторной обработки буровых растворов, внедрение которой на скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» позволило сэкономить более 1500 т глинопорошка, 4500 т барита, 75 т КМЦ и крахмала, 800 т технической соли, а также сократить затраты времени на 2200 ч. Экономический эффект  – 40,2 млн руб (по ценам 03. 09. 2009 г.).

2. Разработаны составы буровых растворов:

- углеводородные – для вскрытия продуктивных пластов, бурения в глинистых и солевых отложениях, применение которых на скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология», ПГО «Уральскнефтегазгеология», ПГО «ЮжКазгеология» обеспечило снижение расхода материалов, времени на управление свойствами растворов и повышение технико-экономических показателей бурения;

- ингибированные, включающие гидрофобные кольматанты – для сохранения устойчивости глинистых пород, позволившие предотвратить осыпание стенок на более чем 50-ти скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология», когда другими известными способами приостановить осложнения не удавалось. Экономический эффект по одной скважине составил 7,3 млн руб (по ценам 03. 09. 2009 г.);

- утяжеленные плотностью плотностью 2500 кг/м3 и более – для бурения глубоких геологоразведочных скважин в солевых отложениях в условиях АВПД.

3. Разработаны ведомственный документ Р Газпром 2-32-388-2009 (рекомендация к внедрению) и нормативно-технические документы, используемые при бурении глубоких скважин в Республике Казахстан.

Исходный материал и личный вклад. В основу диссертационной работы положены результаты теоретических, экспериментальных и производственных исследований, выполненных при непосредственном участии автора в лаборатории специальных буровых растворов Актюбинского отделения Казахского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института, Уральской партии № 6 Атырауской опытно-методической экспедиции, ООО «ХимПАНГА», ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Личное участие автора состоит в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке составов буровых растворов с различными дисперсионными средами и управлению их свойствами, получении составов гидрофобных кольматантов и утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также внедрении результатов работы в промышленных условиях.

Апробация работы. Основные материалы диссертации докладывались на: Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов (Шевченко, 1987); Всесоюзной школе-семинаре «Эффективность применения полимерных растворов при бурении и закачивании глубоких разведочных скважин на нефть и газ» (Тюмень, 1989); Всесоюзной научно-практической конференции «Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр» (Ленинград, 1990); Казахстанско-американской конференции по развитию нефтяной и газовой промышленности (Алматы, 1992); Международной конференции «ПХГ. Надежность и эффективность» (Москва, 2006); ХI Международной конференции по водорастворимым эфирам целлюлозы (Владимир, 2007); отраслевой конференции «Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром»  (Астрахань, 2007); XII Международной конференции «Экология и развитие общества» (Санкт-Петербург, 2009). Работа в полном объеме докладывалась на заседании Ученого совета АО «АктюбНИГРИ»  (Актобе, 2009), на заседании секции «Строительство, эксплуатация скважин и промысловая подготовка углеводородов» Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (п. Развилка, 2010) и на заседании кафедры технологии и техники бурения скважин Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова (Санкт-Петербург, 2010).

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 46 научных работах (в том числе в 14 авторских свидетельствах и патентах), 14 из которых опубликованы в журналах, входящих в «Перечень...», утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.

       Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников (162 наименования), приложения (2 стр.) и содержит 366 стр., в том числе 55 рис., 68 табл.

Автор выражает глубокую признательность своим первым учителям – горному инженеру В.П. Андрееву и канд. техн. наук У.С. Карабалину, а также д-ру техн. наук З.З. Шарафутдинову и  всем коллегам из Актюбинского отделения КазНИГРИ, КазНИГРИ, ПГО «Актюбнефтегазгеология», «Уральскнефтегазгеология», ПО «Актюбнефть»,  ООО «Газпром ВНИИГАЗ»  за оказанную помощь при выполнении работы и проведении промысловых испытаний.

СОДЕРЖАНИЕ  РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, ее цель, задачи исследований, представлена научная новизна и основные защищаемые положения, показана практическая ценность результатов диссертации и их реализация в промышленности.

В первой главе приведены сведения о существующих буровых растворах, используемых в сложных горно-геологических условиях.

Строительство скважин в этих условиях с использованием существующих буровых растворов сопряжено со следующими проблемами:

- перерасходом материалов и времени, особенно при использовании минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов;

- низкой эффективностью углеводородных растворов и сложностью управления их свойствами;

- потерей устойчивости глинистых пород в стволе скважины из-за неудовлетворительных ингибирующих свойств растворов;

- низкой эффективностью утяжеленных растворов плотностью более 2300 кг/м3 из-за сложности управления их свойствами.

       Разработке буровых растворов с различными дисперсионными средами и совершенствованию технологий их получения посвящены исследования  Ангелопуло О.К., Андреева В.П., Андресона Б.А., Ахмадеева Р.Г., Баранова В.С., Быстрова М.М., Гасумова Р.А., Городнова В.С., Жуховицкого С.Ю., Заворотного В.Л., Зозули Г.П., Измухамбетова Б.С., Карабалина У.С., Кистера Э.Г., Конесева Е.В., Коновалова Е.А., Кошелева В.Н., Крылова В.И., Крысина Н.И., Липкеса М.И., Мавлютова М.Р., Мамаджанова У.Д., Мирзаджанзаде А.Х., Мискарли А.К., Мухина Л.К., Николаева Н.И., Оголихина Е.А., Пауса К.Ф., Пенькова А.И., Подгорнова В.Д., Потапова А.Г., Резниченко М.Н., Рябченко В.И., Рябоконя А.С., Тимохина И.И., Токунова В.И., Троценко С.М., Турапова М.К., Урманчеева В.И., Хахаева Б.Н., Шарафутдинова З.З., Шарипова А.У., Ширинзаде С.С. и многих других.

Для получения буровых растворов с различными дисперсионными средами предлагались различные конструкции гидравлических и механических диспергаторов (активаторов), однако они не обеспечили требуемого снижения материальных и временных затрат.

Особенностью бурения в мощных солевых отложениях является то, что в процессе углубления скважины не наблюдается увеличения структурно-реологических показателей промывочного агента, и пополнение объема производится добавкой свежеприготовленного раствора с аналогичным составом и свойствами. Приготовление свежего высокоминерализованного раствора требует больших затрат времени и материалов. Аналогичная ситуация складывается и при использовании углеводородных растворов. В таких случаях буровики зачастую допускают ошибку, производя пополнение объема раствора периодическими разбавлениями. Если при этом используемый буровой раствор является утяжеленным, то через определенное число разбавлений наблюдается  не только выпадение барита, но и могут возникнуть серьезные осложнения из-за изменения  структурно-реологических показателей и плотности.

Практический опыт показывает, что повышение структурно-реологических показателей минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов в этих условиях – задача не простая, требующая высокой квалификации персонала, больших затрат времени и материалов.

       Одним из перспективных направлений модификации буровых растворов является механохимическая активация в дезинтеграторе. В свое время Хинтом И.А. и его школой, специальным конструкторско-технологическим бюро (СКТБ) «Дезинтегратор» РО «Эстколхострой» (г. Таллин), впервые был налажен серийный выпуск высокоскоростных дезинтеграторных аппаратов с целью активирования порошков, воды и др. материалов для пищевых и сельскохозяйственных нужд. Принципы дезинтеграторной технологии диспергирования многих материалов исследованы с участием специалистов СКТБ «Дезинтегратор». Впервые принципы дезинтеграторной технологии для строительства скважин были использованы при создании специальных тампонажных материалов и цементных растворов. При тесном сотрудничестве ученых Ванаселья Л.С., Кипниса Б.М., Данюшевского В.С., Каримова Н.Х., Хахаева Б.Н., Мавлютова М.Р. и др. исследованы и разработаны  для строительства скважин стационарные и передвижные дезинтеграторные установки для приготовления тампонажных и других порошкообразных смесей. К сожалению, исследования буровых растворов, подвергнутых дезинтеграторной обработке было начато с опозданием. Механохимическая активация в дезинтеграторе предполагает улучшение показателей раствора при одновременном снижении расхода компонентов и времени на его приготовление.

       Впервые исследования дезинтеграторной обработки буровых растворов были начаты в лаборатории специальных растворов Актюбинского отделения КазНИГРИ под руководством Андреева В.П. c участием соискателя. Полученные для некоторых растворов на водной основе результаты показали высокую эффективность дезинтеграторной технологии.

       Для оценки эффективности дезинтеграторной технологии и расширения области ее применения необходимо исследовать все типы буровых растворов на водной и углеводородной основе.

К сожалению, материалов, освещающих научно-технические аспекты методов управления свойствами буровых растворов на углеводородной основе, практически нет. Это является одним из факторов, сдерживающих их применение в практической деятельности.

Для решения задач получения углеводородных растворов и  управления их свойствами необходимо изучение следующих основополагающих проблем:

- межмолекулярных и межчастичных взаимодействий в углеводородных растворах;

- роли и состоянии полярных веществ и воды в углеводородных растворах;

- управления технологическими показателями углеводородных растворов.

Изучение указанных проблем позволит понять механизм управления свойствами углеводородных растворов.

Осыпание глинисто-аргиллитовых пород при бурении глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях распространено повсеместно. Анализ осыпей терригенных пород показывает, что осложнения данного типа с ростом глубин проявляются часто и наиболее тяжелы в управлении. Решением проблемы сохранения устойчивости глинистых пород занимались Ангелопуло О.К., Альсеитов Б.Д., Ахмадеев Р.Г., Байдюк Б.В., Быстров М.М., Войтенко В.С., Городнов В.Д., Гноевых Н.И., Жигач К.Ф., Зозуля В.П., Ишбаев Г.Г., Ипполитов В.В., Карабалин У.С., Кистер Э.Г., Крылов В.И., Крысин Н.И., Леонов Е.Г., Липкес М.И., Мавлютов М.Р., Мамаджанов У.Д., Мирзаджанзаде А.Х., Мовсумов А.А., Новиков В.С., Паус К.Ф., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Попов А.Н., Сеид-Рза М.К., Семенычев Г.А., Тагиров К.М., Шарафутдинов З.З., Ширинзаде С.С. и другие.

Практика глубокого бурения в гидратационноактивных глинистых породах Прикаспийской впадины показала, что для устранения осыпей недостаточно только соответствующего регулирования плотности, показателя фильтрации и солевого состава раствора.

При строительстве скважин на площади Шубаркудук в Прикаспийской впадине для ликвидации осыпаний гидратационноактивных глин впервые, по рекомендации О.К. Ангелопуло, было предложено использовать гидрофобный кольматант. Значительный вклад в решение проблемы сохранения устойчивости глинистых пород путем использования различных составов гидрофобных кольматантов внесли Ангелопуло О.К., Андреев В.П., Ахмадеев Р.Г.,
Карабалин У.С.

Несмотря на достигнутые в этом направлении успехи, для широкого практического использования гидрофобных кольматантов необходимо упростить их составы и повысить их эффективность. Сдерживающим фактором в разработке эффективных составов является недостаточная изученность механизма реализации гидрофобной кольматации. Решение этой проблемы позволит создать эффективные составы кольматантов для сохранения устойчивости глин.

Для предупреждения пластического течения солей и сильно увлажненных глин, нефтегазоводопроявлений в зонах АВПД с коэффициентом аномальности более 2,3 важнейшее значение имеет повышение плотности  бурового раствора. На основе известных реагентов и утяжелителей можно получить утяжеленные растворы плотностью 2200–2300 кг/м3 с удовлетворительными технологическими показателями. Дальнейшее повышение плотности приводит, в частности, к неуправляемому изменению реологических показателей из-за чрезмерно высокого содержания в них твердой фазы. Опыт глубокого бурения показывает, что в практической деятельности возникает необходимость в утяжелении буровых растворов до плотности 2500 кг/м3 и более.

Получением утяжеленных растворов высокой плотности занимались в разное время Ангелопуло О.К., Байзаков М.К., Баранов В.С., Быстров М.Н., Кистер Э.Г., Мавлютов М.Р., Мискарли А.К., Мухин Л.К., Оголихин Э А., Рябоконь А.С., Семенко Н.Ф., Турапов М.К., Фридман И.Д., Челомбиев Б.К. и другие.

Анализ утяжеленных растворов показал, что наилучшие перспективы в управлении их составом и свойствами имеет поэтапное комплексное утяжеление дисперсионной среды электролитами, продуктами конденсации и утяжелителем.

Для повышения работоспособности буровых растворов, предотвращения технологических осложнений в процессе бурения с целью повышения эффективности строительства глубоких скважин необходимо разработать новые эффективные составы промывочных агентов, технологии их получения и методы управления их свойствами.

Во второй главе рассмотрена технология механохимической активации буровых растворов с различной дисперсионной средой в высокоскоростных дезинтеграторных аппаратах и основы управления технологическими свойствами углеводородных растворов.

Буровые растворы на водной основе. (Экспериментальная работа выполнена совместно с Андреевым В.П. и Кравцовым С.А.). В дезинтеграторе буровой раствор подвергается мощным ударам, причем каждый удар меняет направление движения на 180о, в связи с чем частицы раствора, двигающиеся со скоростью более 125 м/с, также меняют направление вектора скорости при частоте удара более 30 Гц, что приводит к кавитационным явлениям, разогреву суспензии, интенсификации процессов активирования.

       Как показывают исследования, дезинтеграторная активация возникает при интенсивности воздействия 9000 об/мин (v = 125 м/с) и выше, т.к. при этом наблюдается существенное улучшение структурно-реологических показателей раствора, что свидетельствует об изменении дисперсности и количества глинистых частиц, а также структурного состояния и свойств воды.

Дезинтеграторная активация свежеприготовленной глинистой суспензии приводит к увеличению дисперсности и количества глинистых частиц, а также доли мономерной воды, в момент активации кинетически и химически более активной и обеспечивающей ускорение процессов заполнения гидросиликатной оболочки глины, набухание, восстановление донорно-акцепторного взаимодействия воды с гидросиликатной оболочкой и формирование гидратного и гелевого слоев.

       Структурно-реологические и фильтрационные показатели бурового раствора зависят от дисперсности и количества глинистых частиц, а также соотношения между гидратной, гелевой и мономерной водой. С увеличением доли мономерной воды раствор разжижается и наоборот. Во время активации доля мономерной воды резко увеличивается, а после активации и восстановления структуры раствора уменьшается по сравнению с первоначальной. Дезинтеграторная активация позволяет за счет увеличения дисперсности, количества глинистых частиц и доли полимерной воды улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели бурового раствора.

Экспериментальным путем установлено, что максимальное снижение показателя фильтрации раствора достигается при следующих режимах обработки: 10000–12000 об/мин (v = 140–170 м/с) для растворов, содержащих КМЦ,  крахмал, биополимер, акриловый реагент; 14000–15000 об/мин (v = 190–210м/с) для растворов, содержащих КССБ и УЩР. Увеличение высокоинтенсивного воздействия свыше 12000 об/мин в растворах, содержащих КМЦ, крахмал (рис. 1), биополимер и акриловый реагент, приводит к росту показателя фильтрации за счет деструкции макромолекул полимеров.

Рис. 1. Влияние режима дезинтеграторной обработки на показатель фильтрации 15%-й глинистой суспензии с содержанием полимеров: 1–2 % крахмальный реагент; 2–0,4 % КМЦ

Стендовые исследования, проводимые на установке DESI-12, показали, что дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов на водной основе путем механохимической активации приводит к появлению новых структурно-реологических и фильтрационных свойств и сокращению расхода глиноматериалов в 2 раза и понизителей фильтрации в 1,5 раза. На основании полученных результатов механохимической активации глинистых суспензий было принято решение об использовании дезинтеграторной технологии для управления свойствами буровых растворов на водной основе в промысловых условиях при выполнении операций приготовления:

-  свежего раствора (первичное приготовление);

-  малоглинистых и эмульсионных растворов;

- раствора на базе циркулирующего в скважине, а также  регенерация и утяжеление раствора из бросовых материалов.

Буровые растворы на углеводородной основе. (Экспериментальная работа по углеводородным растворам выполнена совместно с Хуббатовым А.А. и Кравцовым С.А.) Для управления свойствами углеводородных растворов необходимо определить роль компонентов и механизм их влияния на технологические показатели раствора.

В качестве дисперсионной среды углеводородных растворов наиболее целесообразно использование жидких парафинов и олефинов, которые относятся к молекулярным веществам.

В молекулярных веществах признают дисперсионные силы. Они пропорциональны массе молекул, центрально-симметричны, универсальны и аддитивны. Из-за аддитивности во всех гомологических рядах с увеличением молекулярной массы растут температура плавления и кипения веществ. Действие дисперсионных сил сводится к созданию максимально плотной упаковки частиц. Дисперсионные связи универсальны, поэтому они действуют между любыми элементарными частицами. У такой системы реологические показатели при требуемых режимах течения жидкости не обеспечивают вынос шлама, а при статическом состоянии проявляется их кинетическая неустойчивость. Получить приемлемые для строительства скважин промывочные жидкости на основе неполярных дисперсионных сред и неполярных компонентов, где действуют только дисперсионные силы, невозможно. Для придания углеводородному раствору тиксотропных свойств необходимо привлечь в межчастичные взаимодействия электростатические силы и силы ковалентной связи за счет внесения в систему полярных веществ. 

Очевидно, что в жидкой  углеводородной среде возможно существование молекул полярных веществ в двух состояниях:

       - в виде эмульсий, мицелл, везикул, цилиндрических мицелл, плоских бислоев и т.д., объединенных полярными группами, когда молекулы полярного вещества обладают дифильными свойствами;

       - в виде ассоциатов с водородными (донорно-акцепторными) связями, объединяющими центры структурирования, с образованием соединений включения, когда молекулы полярного вещества способны образовывать структурированные ажурные сетки с полостями для заполнения углеводородными молекулами.

Для придания неполярной углеводородной жидкости тиксотропных свойств необходимо обеспечить взаимодействие между частицами активной твердой фазы через электростатические и водородные связи. На поверхности активной твердой фазы имеются гидрофильные участки, способные взаимодействовать с молекулами воды путем электростатических сил, приводящих к образованию водородных связей. Благодаря формированию водородных связей (водной сетки) в углеводородной среде все частицы активной твердой фазы соединены между собой. В этом случае заполнителями водной сетки являются углеводороды. Изнутри такая водная сетка гидрофобна благодаря реализации водородных связей и поэтому способна переплетаться с углеводородными молекулами за счет дисперсионных взаимодействий. Сетчатая структура воды в объеме углеводородной жидкости способна разрушаться и восстанавливаться при движении в зависимости от скорости сдвига и температуры.

Такая система принципиально отличается от классической эмульсии и является соединением включения, где хозяином являются ассоциированные молекулы воды в виде пронизывающих весь объем «паутинок», а гостем – молекулы углеводородной жидкости. Классическая теория  эмульсий «вода в масле» умалчивает о возможности образования водой соединений включений в углеводородной среде.

По состоянию вода в углеводородных растворах находится в виде эмульгированной дисперсной фазы и в виде гидратных соединений включения. Эмульгированная вода инертна и влияет на технологические показатели углеводородных растворов за счет увеличения концентрации. Гидратная вода обеспечивает связь между активными частицами дисперсной фазы путем реализации водородных связей, что влияет на технологические показатели углеводородных растворов даже при незначительных ее количествах.

В зависимости от состава и технологии получения доля эмульгированной и гидратной воды в углеводородных растворах меняется.

Свойства воды (т.е. состояние ее структуры) напрямую зависят от превалирования в ней тех или иных межчастичных сил.

Активная твердая фаза и вода в углеводородных растворах отвечают за структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора.

Структурно-реологические и фильтрационные показатели углеводородных растворов частично зависят и от строения молекул дисперсионной среды. Вода за счет образования водородных связей формирует соединения включения с линейными или с разветвленными молекулами. Соединения включения с линейными молекулами менее прочны, чем с разветвленными. При прочих равных условиях чем больше в растворе водородных связей, тем выше его структурно-реологические показатели. Поскольку водородные связи химические, они ориентированы в пространстве и обладают прочностью. Благодаря этим связям частицы органобентонита (активной твердой фазы) находятся на определенном расстоянии друг от друга. Прочные водородные связи не позволяют частицам органобентонита приближаться друг к другу, и поэтому при фильтрации раствора образуется проницаемая фильтрационная корка. Разветвленные молекулы имеют бльший диаметр сечения, чем линейные, и их фильтрация через фильтрационную корку органобентонита протекает значительно медленнее.

Добавка веществ с дифильными свойствами в углеводородный раствор приводит к резкому изменению соотношения между эмульгированной и гидратной водой. Вещества с дифильными свойствами разрушают водородные связи воды и образуют эмульсии по принципу поверхностно-активных веществ (ПАВ). Изменение  соотношения между эмульгированной и гидратной водой в углеводродном растворе после ввода ПАВ будет зависеть от полярности гидрофильной части и длины гидрофобной части дифильной молекулы, и от свойств самой воды. Кроме того, оставшиеся водородные связи становятся менее прочными и более гибкими, с быстрым индукционным периодом образования за счет изменения полярности воды дифильными молекулами. Некоторая часть дифильных молекул занимает гидрофильные участки на поверхности активной твердой фазы. Основная доля дифильных молекул затрачивается на образование и стабилизацию эмульсий.

Ввод веществ с дифильной природой приводит:

       - к изменению соотношения между эмульгированной и гидратной водой в сторону уменьшения гидратной и увеличения эмульгированной;

       - к изменению прочности и гибкости водородных связей с быстрым индукционным периодом образования;

       - к стабилизации эмульсии и гидрофобизации твердой фазы.

Очевидно, все эти факторы приводят к снижению структурно-реологических и фильтрационных показателей. Для уменьшения показателя фильтрации до значений, близких к нулевым, необходимо снизить проницаемость фильтрационной корки. Вероятно, этого можно добиться увеличением содержания ПАВ или сочетанием меньшего количества ПАВ с коллоидной фазой. Увеличение количества ПАВ приводит к появлению новой фазы в виде мицелл размерами, соизмеримыми с размерами коллоидных частиц. При достаточном количестве таких мицелл происходит кольматация фильтрационной корки с прекращением фильтрации (рис. 2). Исходный раствор включает дизельное топливо (ДТ), органофильный бентонит (ОБ) –10 %  и 5 % воды.

Рис. 2. Влияние добавок сульфонола на показатель фильтрации  углеводородного раствора

Выбор ПАВ и коллоидной фазы для снижения показателя фильтрации осуществлялся экспериментальным путем. В качестве коллоидной фазы используется битумная мастика (БМ). Исследовано влияние различных ПАВ на технологические показатели исходного бурового раствора, включающего ДТ, 10% ОБ, 5% воды и 5% БМ. При исследовании влияния добавок сочетания ПАВ и БМ на тех-нологические показатели углеводородных растворов в качестве ПАВ использовались: талловый пек, сульфонол, талловое масло, эфир глицериновый таловой канифоли и пиропласт (нефтеполимерная смола). По эффективности снижения показателя фильтрации ПАВ располагаются в ряд (по убыванию): сульфонол, эфир глицериновый таловой канифоли, талловый пек, талловое масло, пиропласт.

Описанный подход к управлению свойствами углеводородных систем принципиально отличается от существующих и сводится к управлению свойствами и состоянием воды в растворе.

Благодаря полученным результатам разработаны углеводородные растворы на основе реагента «Повяма» и госсиполовой смолы, которые нашли применение при строительстве скважин в Прикаспийской впадине.

Существенного улучшения качества углеводородных растворов (при одновременном снижении материальных затрат) можно достичь путем использования дезинтеграторной технологии их получения, которая позволяет:

- осуществить диспергацию активной твердой фазы (при этом увеличиваются количество частиц и гидрофильных участков на вновь образованных поверхностях);

- измененить свойства воды (доля мономерной воды резко возрастает и происходит формирование соединений включения).

Диспергация твердой фазы и изменение свойств воды обеспечивает повышение структурно-реологических свойств и снижение показателя фильтрации углеводородных растворов. Другими словами, дезинтеграторная активация позволяет получить углеводородные растворы с заданными показателями и значительную экономию материалов и времени.

Эффективность дезинтеграторной активации усиливается с увеличением содержания водной фазы, т.е. в гидрофобных эмульсиях (табл.1).

С использованием дезинтеграторной технологии разработаны новые эффективные составы известково-битумных, госсиполовых и других углеводородных растворов и гидрофобных эмульсий. Эти

разработки нашли применение при строительстве скважин в Прикаспийской впадине.

Таблица 1

Влияние дезинтеграторной активации на показатели гидрофобных эмульсий

Состав раствора

Режим обработки, об/мин

Показатели раствора

U,

В

Ф, см3

hпл,

мПаЧс

t0, Па

[(ДТ + 1 % ОБ + 5 % ГС) - 83 об. % (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 17 об. % ]+ 3% эмультал

исх.

600

6

4

0,5

10000

>2000

2

8

2,4

15000

>2000

2

6

1,5

[(ДТ + 1 % ОБ + 5 %ГС) - 67 об. % (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 33 об. %] + 3 % эмультал

исх.

400

5

18

2,5

10000

1200

4

17

4,9

15000

1400

3

14

3,5

[(ДТ + 1 % ОБ + 5 %ГС) - 50 об. % (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 50 об. % ]+ 3 % эмультал

исх.

50

10

37

5,8

10000

700

5

35

8,3

15000

800

4

33

8,3

Исследования влияния эффектов механохимической активации на буровые растворы проводились на лабораторной дезинтеграторной установке DESI-12 с максимальным числом (до 24000 об/мин) оборотов роторов (v = 340 м/с) с трехрядными «пальцами-билами». Изучение свойств буровых растворов проводилось стандартными методами с определением: плотности, условной и пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, показателя фильтрации и др.  Для оценки устойчивости глинистых пород использовались искусственные образцы бентонитового, нефтеабадского и палыгорскитового глинопорошков и отобранные образцы глинистых пород из бурящихся скважин, характеризующиеся неустойчивым поведением. Оценка значимости экспериментальных работ проводилась по программе «STATISTICA» для WINDOWS-95.

Анализ полученных результатов позволил:

- сделать вывод о том, что дезинтеграторная обработка дисперсных систем является наиболее эффективной и ресурсосберегающей технологией приготовления буровых растворов с различными дисперсионными средами;

- обосновать механизм влияния компонентов на свойства углеводородных растворов и разработать основы управления их технологическими показателями. 

В третьей главе рассмотрены проблемы и технологические решения сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Физико-химическое действие раствора вызвано воздействием дисперсионной среды на проходимые породы. Поведение глинистых пород обусловлено, прежде всего, их гидрофильностью. Физико-химическое влияние фильтрата бурового раствора на свойства глинистых пород рассматривается через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил. Считается, что все эти силы в зависимости от минералогического состава глин, степени литификации, естественной влажности и т.п. в разной степени выражаются в степени набухания, усадке и размокании, приводящем к их разупрочнению.

Экспериментальные исследования и практические результаты, полученные при строительстве скважин, подтверждают правомерность этих представлений. Управление глубиной проникновения фильтрата в глинистые породы за счет снижения показателя фильтрации и изменения солевого состава не позволяет в полной мере предотвратить процесс увлажнения и последующее разрушение глины.

Группой ученых (Ангелопуло О.К., Ахмадеев Р.Г., Карабалин У.С.) для  сохранения устойчивости глин путем закупорки микро- и макротрещин (пор) на стенках скважины и снижения скорости увлажнения пород было предложено вводить в буровой раствор углеводородные соединения. Опыт использования гидрофобных добавок в гидратационноактивных глинистых отложениях Прикаспийской впадины показал, что их применение не всегда позволяет сохранить устойчивость ствола скважины. Этот факт явился основанием для проведения исследований с целью изучения механизма гидрофобной кольматации и ее влияние на устойчивость глин.

В ходе исследований выявлены механизмы гидрофобной кольматации, реализация которых происходит:

- механическим путем за счет кольматации (закупорки) и адгезионного закрепления гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор);

- физико-химическим путем за счет образования соединений включения в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Для достижения эффективной гидрофобной кольматации глинистых пород по первому варианту необходимо производить направленное регулирование краевого угла смачивания породы гидрофобным кольматантом в среде бурового раствора (θ); поверхностного натяжения на границе раздела фаз гидрофобный кольматант – буровой раствор (σ); адгезионных сил между породой и гидрофобным кольматантом (Wа) и сил когезии гидрофобного кольматанта (Wк); коэффициента растекания К = Wа – Wк и т.д.

В нефти и нефтепродуктах имеются активные компоненты, которые способны гидрофобизировать поверхность глин. Адсорбция активных компонентов нефти на твердой поверхности происходит тем интенсивнее и в бльшем количестве, чем более она гидрофильна. Поэтому глины лучше адсорбируют ПАВ из нефти, чем, например, пески. Гидрофобизация, связанная с химической фиксацией активных компонентов нефти на твердой поверхности, возможна только при непосредственном соприкосновении нефти с ней и невозможна при наличии прослойки воды. Характерным для гидрофобной поверхности и прилипшей на ней капли нефти является увеличение силы адгезии, коэффициента растекаемости и краевого угла смачивания при увеличении вязкостных свойств нефтей. Поэтому для реализации гидрофобной кольматации с адгезионным закреплением предпочтительнее те реагенты ПАВ, которые способствуют бльшим значениям сил адгезии и минимальным значениям по абсолютной величине коэффициентам растекаемости.

Механическая кольматация (закупорка) и адгезионное закрепление гидрофобными материалами микро- и макротрещин реализуется путем прилипания капель нефти к твердой поверхности в водной среде раствора (рис. 3).

Рис. 3. Схематическое изображение реализации гидрофобной

кольматации по первому варианту

Этому могут способствовать добавки нефтерастворимых и некоторых водорастворимых ПАВ, которые, химически адсорбируясь на поверхности пород, образуют новую, более гидрофобную поверхность, увеличивая вероятность прилипания многих других капель нефти и затрудняяя тем самым капиллярную фильтрацию воды в гидрофобизированные породы.

Удовлетворительные результаты гидрофобной кольматации глин получены при использовании катионоактивных ПАВ (карбозолин О, карбозолин С, катапин А и др.) и анионоактивного сульфонола. В условиях скважины, когда раствор находится под давлением, процесс гидрофобной кольматации происходит более эффективно. Кроме того, на твердой поверхности за счет адсорбции в нефти таких ПАВ, как смолы, асфальтены, парафины и др., могут образовываться коллоидизированные слои с развитой пространственной структурой, приводящие к увеличению в этих слоях структурной вязкости и упругих свойств, вследствие чего наблюдается затухание фильтрации бурового раствора.

       Такие структурированные слои, прилипающие к твердым поверхностям, могут создавать весьма прочный гидрофобный экран, способный выдержать термобарические условия в скважине и препятствующий дальнейшему активному капиллярному увлажнению проходимых глинистых пород.

Гидрофобная кольматация по второму варианту осуществляется путем образования соединений включения в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Взаимодействие глинистых пород с буровым раствором (водой) начинается впитыванием мономерной воды через ячейки гидратированной воды.

Схематически ячейка гидратированной воды на поверхности глины и эмульгированное масло в растворе изображены на рис. 4 (вид по нормали поверхности глин).

Рис. 4. Схематическое изображение образования соединений включения

Через каждую ячейку гидратированной воды происходит поступление молекул мономеров воды, приводящее к увлажнению и снижению устойчивости глин.

Поскольку у гидратированной воды реализованы электростатические и химические связи, то каждая такая ячейка оказывается изнутри гидрофобной. При наличии в водной среде аполярного масла из-за высокой полярности и подвижности молекул воды в объеме происходит выталкивание частиц масла в ячейки гидратированной воды. По существу, молекулы воды сильно притягиваются друг к другу, приводя к агломерации другие аполярные компоненты системы по мере реализации сильных взаимодействий внутри раствора. Энергетические составляющие (энтальпия и энтропия) приводят к объединению гостя и хозяина с образованием комплекса с меньшим нарушением структуры воды и, следовательно, к приросту энтропии, приводящему к уменьшению общей свободной энергии. Процесс вытеснения водой аполярного масла в ячейки гидратированной воды продолжается до тех пор, пока все ячейки не будут заняты маслом. Если при этом размеры ячейки (полости) и молекул масла соответствуют друг другу, т.е. если хозяин комплементарен и предорганизован гостю, то возможно образование прочных соединений включения, способных выдержать термобарические условия в скважине. Образование таких соединений включения замедляет или полностью прекращает увлажнение глин. К тому же на поверхности глинистых пород появляются гидрофобные участки масла. В дальнейшем благодаря этим гидрофобным участкам поверхность глин может полностью покрыться гидрофобной пленкой (маслом) за счет применения в буровых растворах гидрофобных кольматантов. В солевых растворах толщина слоя гидратированной воды на поверхности глин уменьшается, а полярность воды возрастает, поэтому заполнение полостей и формирование соединений включения в солевых системах будут протекать быстрее.

Структура гидратированной воды зависит от состава и свойств глины и дисперсионной среды бурового раствора и может принимать различные  геометрические формы в виде многоугольников (например, пяти- и шестиугольников), что соответствующим образом влияет на размеры полостей и прочность структуры. Поэтому рассматриваемый механизм будет более эффективно реализован в случае, если состав дисперсионной среды гидрофобного кольматанта представлен различным спектром  молекул: от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов, т.е. на всевозможные геометрические  размеры образованных водных полостей. При этом процесс поступления мономеров воды в глины значительно замедляется или прекращается вовсе.

Для доказательства реализации гидрофобной кольматации за счет образования соединений включения в структуре гидратированной воды на поверхности глин были проведены специальные исследования. Суть этих исследований состоит в том, что образование соединений включения приводит к упрочнению структуры гидратированной воды. Если гидратированная вода и углеводородный кольматант формируют на поверхности глин устойчивые соединения включения, то изменение массы образцов глин в процессе сушки, изготовленных при совместном и раздельном использовании компонентов должны отличаться. Обозначим массу неиспарившейся воды в образце при раздельном вводе в определенный момент времени m1(t), массу неиспарившегося гидрофобного кольматанта при раздельном вводе m2(t), а суммарную массу неиспарившейся воды и гидрофобного кольматанта при совместном вводе  m3(t), причем до начала сушки m3(t) – [m1(t) + m2(t)] > 0. 

Результаты эксперимента показывают, что процесс сушки, начиная с определенного момента времени, подчиняется неравенству

m3(t) [m1(t) + m2(t)] > 0

и имеет тенденцию к возрастанию, переходя затем в стадию стабилизации (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость изменения суммарной массы неиспарившихся веществ в образцах серпуховской глины в процессе сушки при 105 С при раздельном (1) и совместном (2) использовании воды и гидрофобного кольматанта

Выполнение неравенства доказывает образование устойчивых соединений включения, способных удержаться в образце глины при 105 С. Неравенство также показывает разность неиспарившихся компонентов в образце глины в процессе сушки с течением времени при совместном (рис. 5, кривая 2) и раздельном их использовании (рис. 5, кривая 1).

Разность в неравенстве при завершении процесса сушки показывает  массу сформированных соединений включения, устойчивых при температуре 105 С.

Эффективность гидрофобной кольматации определяется, прежде всего, компонентным составом гидрофобного кольматанта и бурового раствора. Каждый компонент, входящий в состав гидрофобного кольматанта, выполняет свою функцию и вносит свой вклад в реализацию гидрофобной кольматации стенок скважины, обеспечивающей сохранение устойчивости глинистых пород.

Скорость и глубина проникновения воды, кроме увлажненности и типа глин, зависит от размера микроканалов. С уменьшением радиуса микроканалов в гидратационноактивных глинах обеспечить устойчивость глин при использовании буровых растворов на водной основе чрезвычайно сложно. Очевидно, что мономеры воды всасываются в микроканалы гидратационноактивных глин благодаря дисперсионным силам и, по-видимому, проникшая в микроканалы  вода изначально имеет аномально высокую плотность. При достижении равновесия (набор глубины проникновения и поступление в гидросиликатную оболочку) начинаются процессы структурирования, что приводит к увеличению объема воды, расширению микроканалов, разупрочнению и осыпанию породы. Теоретически можно добиться уменьшения глубины проникновения воды в микроканалы, путем снижения и повышения . К сожалению, и характеризуют макроскопическое состояние и не влияют на свойства мономеров воды. Поэтому, в тех случаях когда использование растворов с гидрофобными кольматантами неэффективно, целесообразнее переход на углеводородную систему.

Обоснуем требования к составам гидрофобных кольматантов для эффективной реализации гидрофобной кольматации глин. В состав должны входить: гидрофобизаторы (анионоактивные или катионоактивные ПАВ), масла (углеводороды от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов), эмульгаторы (ПАВ) и гидрофобный наполнитель (кольматант). Функции эмульгатора и гидрофобизатора обычно выполняет анионоактивное или катионоактивное ПАВ.

На основании результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан состав гидрофобного кольматанта (в масс. %): сажа 10–20; ПАВ  1–4; смесь  углеводородов (от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов) – остальное. Смесь  углеводородов можно заменить на высокосмолистую нефть. Замена нефтопродуктов на растительные масла в составах гидрофобных кольматантов по экологическим соображениям вполне допустима. При этом  гидрофобная кольматация реализуется путем формирования соединений включения в структурированной воде на поверхности глин и достигается сохранение их устойчивости.

В четвертой главе рассмотрены составы и методы получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 для ведения буровых и специальных работ в условиях АВПД с коэффициентом аномальности выше 2,3.

Утяжеленные растворы с высокой плотностью представляют собой сложные многокомпонентные полидисперсные системы с очень большим содержанием твердой фазы. Одним из перспективных направлений получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 является повышение плотности дисперсионной среды путем применения высокорастворимых солей, что позволяет регулировать содержание твердой фазы. Очевидно, что с увеличением плотности дисперсионной среды уменьшается количество сухого утяжелителя для получения раствора требуемой плотности. Разработаны составы утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 (калиевые и бромнатриевые), предусматривающие поэтапное увеличение плотности путем ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющие регулировать содержание твердой фазы. В калиевых утяжеленных растворах в качестве калийсодержащих компонентов используются бромид и ацетат калия, позволяющие получать базовые системы (растворы до утяжеления баритом) плотностью 1400–1450 кг/м3. Калиевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные показатели по вязкости и СНС при плотностях 2500–2650 кг/м3.

В качестве стабилизатора эффективен гидролизованный сополимер акрилонитрила с метилакрилатом (ГиСАМ).  В бромнатриевых растворах в качестве утяжелителя дисперсионной среды используется бромид натрия, позволяющий получать базовые системы плотностью 1450–1500 кг/м3. Бромнатриевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500–2700 кг/м3 (табл. 2).

Разработанная технология приготовления утяжеленных растворов на основе высокорастворимых солей реализуется в два этапа: приготовление базовой системы из палыгорскитового глинопорошка с вводом солей и стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация.

Таблица 2

  Показатели утяжеленного бромнатриевого раствора

Состав раствора

Показатели раствора

r, кг/м

Т,

с

СНС1/10, Па

Ф, см

Вода + 2,5 % глинопорошок + 50 % NaBr + 2,2 % КМЦ + барит

2500

68

1,1/1,9

5,0

Вода + 2,5 % глинопорошок + 60 %  NaBr + 2,2 % КМЦ + барит

2550

74

1,3/2,8

5,0

Вода + 2,5 % глинопорошок + 70 %  NaBr + 2,2 % КМЦ + барит

2650

90

2,0/5,0

5,0

№ 3 + барит

2700

130

3,1/9,3

5,0

Вода + 2,5 % глинопорошок + 77 % NaBr + 1,3 % КМЦ + 1,0 % ГиСАМ + барит

2700

100

1,5/3,2

4,0

Вода + 2,5 % глинопорошок + 77 % NaBr + 1,5 % ГиСАМ + барит

2700

124

0,9/2,2

2,0

Разработаны составы утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 на основе конденсируемого сульфата бария плотностью 4500 кг/м3, который выполняет функции структурообразователя и эффективного утяжелителя.

Базовые системы с конденсируемым сульфатом бария получают согласно следующим реакциям:

К2SО4 + ВаСl2 ВаSО4 + 2КСl;

NаSО4 + ВаСl2 ВаSО4 + 2NаСl;

МgSО4 + ВаСl2 ВаSO4 + МgСl2;

       ZnSО4 +  ВаСl2 ВаSО4 + ZnСl2.

Соблюдение разработанной технологии приготовления позволяет получать базовые системы с различными плотностями при минимальных значениях вязкости и СНС. После получения базовых систем разработанная технология предусматривает утяжеление до требуемой плотности баритовым концентратом. Растворы с конденсируемым сульфатом бария после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500–2700 кг/м3 (табл. 3).

Технология приготовления утяжеленных растворов с конденсируемым сульфатом бария предусматривает два этапа: приготовление базовой системы порционным вводом сульфата натрия, калия, магния или цинка и соответствующего количества хлорида бария  в присутствии стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация.

Термостойкость утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 составляет 125 °С.

       В пятой главе приведены результаты промышленных испытаний и применения: дезинтеграторной обработки при приготовлении буровых растворов на водной основе; углеводородных растворов обычного и дезинтеграторного приготовления;  растворов, содержащих гидрофобные кольматанты для сохранения устойчивости глинистых пород.

Для внедрения в практику выявленных в лабораторных условиях положительных эффектов механохимической активации глиноматериалов, химических реагентов и буровых растворов была использована передвижная дезинтеграторная установка, предназначенная для приготовления буровых растворов и управления их свойствами.

Таблица 3

Показатели утяжеленных растворов с конденсируемым сульфатом бария

Состав раствора

Показатели раствора

r,

кг/м

Т,

с

СНС1/10,

Па

Ф,

см

Натриевый

1

Вода + 32,8 % Na2SO4 + 48,1 % ВаСl2 + 2,0 % КМЦ + барит

2500

62

7/11

3,0

2

№ 1 + барит

2600

100

11/14

3,0

Калиевый

3

Вода + 26,9 % К2SО4 + 32,1 % ВаСl2 + 2,0 % КМЦ + барит

2520

92

4,6/6,6

3,0

4

№ 3 + барит

2600

128

5,3/7,7

3,0

Цинковый

5

Вода + 46,0 % ZnSO4 + 59,4 % BaCl2 + 1,8 % КМЦ + 0,3 % ОЭЦ + барит

2600

78

3,5/5,1

4,5

6

Вода + 50,9 % ZnSO4 + 65,8 % BaCl2 + 1,9 % КМЦ + 0,3 % ОЭЦ + барит

2650

100

6,2/7,6

4,0

7

№ 6 + барит

2700

138

7,6/9,3

4,0

       Дезинтеграторная технология управления свойствами буровых растворов на водной основе использовалась при выполнении следующих операций: приготовление свежего раствора; приготовление малоглинистых и эмульсионных растворов; приготовление раствора на базе циркулирующего в скважине; приготовление и утяжеление раствора из бросовых материалов (регенерация). Всего дезинтеграторной обработке подвергнуто свыше 10 000 м3 раствора на водной основе, что позволило сэкономить более 1500 т глинопорошка, 4500 т барита, 75 т КМЦ и крахмала, 800 т технической соли и сократить затраты времени на 2200 ч.

Применение известково-битумного раствора (ИБР) дезинтеграторного приготовления при бурении скважин № 15 Урихтау (4210–4630 м) и № 63 Жанажол (3415–3915 м) позволило сократить расход материалов (извести в 2 и битума в 1,5 раза), времени на приготовление и регулирование показателей в процессе углубления (на 508 ч). Кроме того, было достигнуто увеличение механической скорости (на 54 %) и проходки на долото (на 65 %).

Промышленные испытания госсиполовых растворов осуществлены на скважинах № 14 Кумколь (ПГО «Южказгеология»), № 26 Карачаганак (ПГО «Уральскнефтегазгеология»), № 4 Каратюбе и № 2 Копа (ПГО «Актюбнефтегазгеология»). Применение госсиполовых растворов позволило добиться планового выноса керна для определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов; безаварийного бурения с номинальным диаметром ствола скважины; минимальных затрат материалов и времени на управление технологическими показателями раствора. Использование госсиполовых растворов позволило упростить (по сравнению с ИБР) технологию приготовления, исключить из состава дефицитные и нетехнологичные материалы – высокоокисленный битум и негашеную известь.

Применение новых составов гидрофобных кольматантов в Прикаспийской впадине более чем в 50-ти глубоких скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» (скв. № 26 Кокбулак, № 69 Каратюбе, № 2П Джуса и др.), характеризующихся неустойчивым поведением глин на глубинах от 3000 до 4500 м, позволило ликвидировать осложнения и сохранить устойчивость ствола скважин.

Основные выводы и рекомендации

1. Разработанная технология получения буровых растворов с различной дисперсионной средой, предусматривающая механохимическую активацию в дезинтеграторной установке, позволяет улучшить их структурно-реологические и фильтрационные показатели.

2. Установлены наиболее эффективные режимы дезинтеграторной обработки для различных систем буровых растворов, обеспечивающие снижение расхода глиноматериалов в 2 раза и понизителей фильтрации в 1,5 раза при одновременном сокращении времени.

3. Исследование соединений с различными полярностями связей позволило установить механизм их влияния на технологические показатели углеводородных растворов.

4. На основе представлений супрамолекулярной химии разработаны научные основы управления свойствами углеводородных растворов путем регулирования состояния и свойств воды, новые эффективные составы углеводородных растворов и технологии их получения.

5. Установлено, что устойчивость глинистых пород обеспечивается управляемой гидрофобной кольматацией, включающей механическое закупоривание гидрофобными материалами микро- и макротрещин, а также физико-химическое  – путем заполнения и  образования соединений включения в структуре воды в глине.

6. Для сохранения устойчивости ствола с гидратационноактивными глинами буровые растворы должны содержать  гидрофобные кольматанты, способные формировать на поверхности глин соединения включения, а для повышения эффективности физико-химической кольматации необходимо, чтобы состав дисперсионной среды гидрофобного кольматанта был представлен спектром полимолекулярных соединений.

7. Разработанные составы и технологии получения утяжеленных буровых растворов плотностью 2500 кг/м и более посредством ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющего регулировать содержание твердой фазы, а также конденсирования сульфата бария при взаимодействии составляющих компонентов и ввода баритового утяжелителя, могут быть успешно применены с целью увеличения плотности растворов.

8. Результаты,  полученные в процессе исследований, подтверждены промышленным внедрением дезинтеграторной технологии при приготовлении и регенерации глинистых, малоглинистых, эмульсионных и углеводородных растворов на более 80-ти скважинах в Прикаспийской впадине.

9. Промышленное внедрение новых составов и технологий получения водных и углеводородных растворов при строительстве глубоких скважин в Прикаспийской впадине подтвердили их высокую эффективность за счет сокращения расхода материалов (структурообразователей в 2 и стабилизаторов в 1,5раза) и времени на приготовление и регулирование показателей в процессе углубления (более чем в 2 раза), а также увеличения механической скорости и проходки на долото.

10. Применение составов гидрофобных кольматантов позволило ликвидировать осыпания глинистых пород более чем в 50 глубоких скважинах.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1.Гайдаров М.М-Р. Опыт предупреждения нефтегазопроявлений при бурении скважин в условиях АВПД / В.П. Андреев, М.М-Р. Гайдаров // Экспресс-информация. Серия «Бурение». – М.: ВНИИОЭНГ, 1987. – Вып. 2. – С. 5–7.

2.Гайдаров М.М-Р. Новые рецептуры безглинистых буровых растворов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1989. – № 11. – С. 22–26.

3.Гайдаров М.М-Р. Гидрофобизирующая добавка к буровым растворам в целях сохранения устойчивости стенок скважины // Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – Вып. 11. – С. 37–40.

4.Гайдаров М.М-Р. Сверхтяжелый бромиднатриевый буровой раствор для бурения в сложных геологических условиях Прикаспийской впадины // Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – Вып. 1. – С. 16–19.

5.Гайдаров М.М-Р. Сверхтяжелый калиевый буровой раствор для бурения в сложных геологических условиях // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1991. – № 1. – С. 21–25.

6.Гайдаров М.М-Р. Дезинтеграторный способ регулирования свойств минерализованных и высокоминерализованных растворов / Р.И. Кулиев, В.П. Андреев, М.М-Р. Гайдаров // Известия вузов. Серия «Нефть и газ». – 1991 – № 5 – С. 24–29.

7.Гайдаров М.М-Р. Разработка сверхтяжелых буровых растворов с конденсируемым утяжелителем для сложных условий Прикаспийской впадины / М.М-Р. Гайдаров, А.Б. Калиев, Р.И. Кулиев и др. // Нефтяное хозяйство, 1992 – № 5 – С. 14–16.

8.Гайдаров М.М-Р. Опыт регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе при бурении глубоких скважин в Прикаспийской впадине / М.М-Р. Гайдаров, Ю.И. Кирьян, Б.Н. Москаленко, В.А. Сташков // НТИС Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1992. – № 9–10. – С. 22–24.

9.Гайдаров М.М-Р. Разработка новых растворов для ведения буровых и специальных работ в сложных геологических условиях / Р.И. Кулиев,  М.М-Р. Гайдаров // «Ученые записки». Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия, – Баку, – 1992. – С. 33–39

10.Гайдаров М.М-Р. Разработка и применение безглинистых и малоглинистых растворов в сложных геологических условиях Прикаспийской впадины / М.М-Р. Гайдаров, С.С. Бейсеков // Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – Вып. 2. – С. 24–29.

11.Гайдаров М.М-Р. Разработка буровых растворов на основе отходов растительного сырья // Экспресс-информация. Серия «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – Вып. – Вып.4. – С. 8–13.

12.Гайдаров М. М-Р. Разработка и промысловые испытания кольматантов для сохранения устойчивости потенциально неустойчивых пород / М.М-Р. Гайдаров, В.П Андреев, С. Б. Жарменов // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 3. – С. 30-33.

13.Гайдаров М.М-Р. Опыт применения новых буровых растворов в Прикаспийской впадине / М.М-Р. Гайдаров, В.П. Андреев, Б.Д. Альсеитов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 1994. – № 4–5. – С. 24–29.

14.Гайдаров М.М-Р. Применение известково-битумного раствора дезинтеграторного приготовления / М.М-Р. Гайдаров, В.П. Андреев, Г.Г. Прокудин // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 6. – С. 49–51.

15.Гайдаров М.М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М.М-Р. Гайдаров, В.И. Нифантов, К.И. Джафаров // ПХГ: надежность и эффективность: материалы  Международной конференции (Москва, 11–13 октября 2006 г.). – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – Т. 2. – С. 61–73.

16.Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторная активация растворов, содержащих КМЦ и крахмал / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов, В.М. Пищухин // Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение: материалы ХI Международной научно-технической конференции. –Владимир: Полицелл. – 2007. – С. 184–187.

17.Гайдаров М. М-Р. Устойчивость глин / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов  // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 10 – С. 136–138.

18.Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭНГ, 2007. – № 10. – С. 29–33.

19.Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторный способ активации  буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, С.А.  Кравцов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 11 – С. 35–39.

20.Гайдаров М. М-Р. Сохранение устойчивости глинистых пород путем гидрофобной кольматации / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов, М.А. Юсупходжаев // Газовая промышленность.–2007. – №11. – С. 87–90.

21.Гайдаров М. М-Р. Облегченные буровые растворы на углеводородной основе с добавкой микросфер / М.М-Р. Гайдаров, А.В. Сутырин, М.А. Юсупходжаев // Газовая промышленность. – 2007. – № 12. – С. 66–68.

22.Гайдаров М.М-Р. Механохимическая активация буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // Обз. инф. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 72 с.

23.Гайдаров М. М-Р. Гидрофобная кольматация глинистых отложений / М.М-Р. Гайдаров, Я.М. Курбанов, Р.З. Шарафутдинова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 4. – С. 30 –34.

24.Гайдаров М. М-Р. Применение углеводородных буровых растворов при бурении глубоких скважин / М.М-Р. Гайдаров, Я.М. Курбанов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 4. – С. 41–43.

25.Гайдаров М.М-Р. Облегченные технологические жидкости / Я.М. Кур-банов, М.М-Р. Гайдаров // Известия вузов. Серия «Нефть и газ». – 2008. – № 4. – С.15–21.

26.Гайдаров М.М-Р. Гидрофобная кольматация глин // Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин: сб. науч. тр. – М.: ВНИИГАЗ, 2008. – С. 63–78.

27.Гайдаров М.М-Р. Применение нанотехнологий для стабилизации глинистых отложений при строительстве скважин / З.З. Шарафутдинов,  М.М-Р. Гайдаров, В.И.Крылов, Р.З. Шарафутдинова // Бурение и нефть. – 2008 – № 12. – С. 13–15.

28.Гайдаров М.М-Р. Стабилизация глинистых отложений на основе нанотехнологий / З.З.Шарафутдинов, М.М-Р. Гайдаров, В.И. Крылов и др. // Бурение и нефть. – 2009. – № 1. – С. 41–44.

29.Безглинистый утяжеленный буровой раствор: а. с. 175275 Рос. Федерация: СО 9 К 7/02 / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), М.А. Танкибаев (Респ. Казахстан), У.С. Карабалин (Респ. Казахстан). – 1992.

30.Кольматирующий состав для буровых растворов: пат. 2051943 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), М.А. Танкибаев (Респ. Казахстан), В. П. Андреев (Рос. Федерация), Р.И. Кулиев (Респ. Азербайджан). – 1992.

31.Кольматирующий состав для буровых растворов: пат. 2447 Респ. Казахстан / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), М.А. Танкибаев (Респ. Казахстан), В. П. Андреев (Рос. Федерация). – 1993.

32.Способ обработки известково-битумного раствора: пат. 93005931 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), М.А. Танкибаев (Респ. Казахстан). –  заявл. 01.02.93.

33.Безглинистый буровой раствор: пат. Рос. Федерация 2051945 / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), Р.И. Кулиев (Респ. Азербайджан), М.А. Танкибаев (Респ. Казахстан). – 1996.

34.Реагент-стабилизатор буровых растворов и способ его получения:  пат. Рос. Федерация 2053245 / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), А.Б. Калиев (Респ. Казахстан), М.А Танкибаев (Респ. Казахстан) и др. – 1996.

35.Безглинистый буровой раствор: пат. Рос. Федерация 2051946 / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), М.А Танкибаев (Респ. Казахстан). – 1996.

З6.Кольматирующий состав для обработки буровых растворов: заявка 93005932 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация), В.П. Андреев (Рос. Федерация), М.А Танкибаев (Респ. Казахстан). – 1996.

37.Буровой раствор на углеводородной основе: пат. 2064957 Рос. Федерация / М.Р. Мавлютов, Н.Х. Каримов, М.М-Р. Гайдаров (Рос. Федерация) и др. – 1996.

38.Буровой раствор на углеводородной основе: пат. 2379324 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров, Е.А. Рогов (Рос. Федерация). – 2010.

39.Способ приготовления глинистого раствора: заявка 2008135510 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров, Е.А. Рогов (Рос. Федерация). – 2010.

40.Способ приготовления бурового раствора с использованием полисахаридов: пат. 2382807  Рос. Федерация  / М.М-Р. Гайдаров, Е.А. Рогов (Рос. Федерация). – 2010.

41.Способ приготовления бурового раствора с использованием понизителя фильтрации полуколлоидного типа: пат. 2382808 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров, Е.А. Рогов (Рос. Федерация). – 2010.

42.Гайдаров М.М.-Р., Рогов Е.А. Буровой раствор на углеводородной основе: заявка 2008135525 Рос. Федерация / М.М-Р. Гайдаров,Е.А. Рогов (Рос. Федерация). – 2010.

 



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.