Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

По аналогичной методике изучено влияние добавок нефти на показатели свойств безглинистых буровых растворов. Дополнительно определено количество выделившейся нефти. Выявлено, что добавки в раствор до 100 об. % нефти практически не приводят к ухудшению его показателей. При этом нефть, введенная в безглинистый буровой раствор, практически полностью выделяется из него в течение 0,5–1 ч, несмотря на интенсивное перемешивание в течение 0,25 ч со скоростью n = 1500 об/мин.

Таким образом, попадание в безглинистый буровой раствор пластовых флюидов (нефти и пластовой воды) не вызывает его порчи, буровой раствор сохраняет свои свойства на уровне технологически необходимых, а в ряде случаев отмечается их улучшение.

На основании вышеизложенного можно заключить, что безглинистые буровые растворы можно применять при бурении с минимальными перепадами давления, равновесии давлений и даже при отрицательном перепаде давлений в зоне разрушения.

1.4.6. Влияние безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод на подготовку нефти

Функции буровых растворов самые разнообразные, и ранее они связывались только с процессом бурения и реже с вызовом притока. Не оценивалось их влияние на качество получаемой нефти, однако оно, по-видимому, весьма существенно. Это связано с тем, что компоненты бурового раствора в процессе вскрытия попадают в продуктивный пласт, а при вызове притока – в продукцию скважин, что способствует образованию стойких водонефтяных эмульсий (ВНЭ). Стабилизаторы ВНЭ могут быть представлены как естественными поверхностно-активными веществами, содержащимися в нефти, так и тонкодисперсной фазой и ПАА, присутствующими в буровом растворе. Разрушение ВНЭ сопряжено с большими материальными и трудовыми затратами и в ряде случаев отрицательно сказывается на состоянии окружающей среды. В связи с этим изучено влияние глинистых и безглинистых буровых растворов на стойкость образующихся ВНЭ.

Установлено, что применение глинистых буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов отрицательно отражается на промысловой подготовке нефтей. Так, при интенсивном вводе новых скважин на Кокуйском месторождении наблюдалось образование трудноразрушаемых промежуточных слоев в резервуарах предварительного сброса пластовой

121

воды на Кокуйской установке подготовки нефти. При исследовании стабилизаторов ВНЭ промежуточного слоя, отобранного из этих резервуаров, установлено, что промежуточный слой содержит значительное количество механических примесей, превышающее на порядок содержание механических примесей в добываемом сырье. Определение обменной емкости выделенных механических примесей показало его идентичность с буровым раствором, применяемым для вскрытия продуктивных пластов.

Н.И. Крысиным совместно с Р.В. Лопатиной и др. [89] изучено влияние безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод и пресного глинистого раствора на устойчивость ВНЭ на примере нефти Рассветного месторождения, содержащей (в масс. %): смол – 29,77, асфальтенов – 6,13, парафина – 4,32 и серы – 3,24. Устойчивость ВНЭ оценивалась по удельному расходу деэмульгатора, необходимого для ее разрушения. Изучалась зависимость устойчивости эмульсий Рассветного месторождения от обводненности при T = 20 °С. Установлено, что кривая устойчивости ВНЭ имеет экстремум при обводненности 35 %. В этой точке значения вязкости и устойчивости эмульсии максимальны.

Методика исследований была следующей. Готовили искусственные ВНЭ, разливали в 5 отстойников по 100 см3 и добавляли деэмульгатор сепарол 5084 в количестве 0,0001 масс. %. Затем в 4 отстойника добавляли буровой раствор в количестве 0,05, 0,1, 0,3, 0,5 % от объема пробы. Отстойники встряхивали в течение 0,016 ч и выдерживали в термостате в течение 4 ч при температуре 40 °С. В процессе отстоя производили замеры отделившейся воды. На основании проведенных экспериментов были построены кинетические кривые деэмульсации нефти Рассветного месторождения при добавке глинистого и безглинистого буровых растворов. Анализ этих кривых показывает положительное влияние безглинистого бурового раствора на процесс обезвоживания. Так, из ВНЭ, содержащих 0,3 % глинистого и безглинистого буровых растворов, по истечении 2 ч отстоя выделяется 20 и 85 % воды соответственно. Вероятно, присутствующие в безглинистом буровом растворе акриловый полимер и сульфат алюминия образуют с сепаролом синергетическую смесь, улучшающую показатели термохимической деэмульсации. Наряду с этим, на снижение устойчивости ВНЭ важное влияние оказывает отсутствие твердой фазы в буровом растворе.

Таким образом, применение буровых растворов на основе пластовых вод для заканчивания скважин позволяет исключить образование стойких

122

ВНЭ и тем самым снизить материальные и энергетические затраты на подготовку нефти и в определенной мере предупредить загрязнение окружающей среды.

1.4.7. Выводы

Для приготовления безглинистых полимерсолевых буровых растворов предложено использовать калийсодержащие отходы титано-магниевых производств: хлоркалий-электролит, шламоэлектролитную смесь и минерализатор МИН-1.

Изучены факторы, влияющие на изменение вязкости фильтратов буровых растворов, в частности влияние электролитов, химических реагентов и температуры. Показано, что из ингибирующих буровых растворов наименьшую вязкость имеют фильтраты хлоркалиевых буровых растворов и буровых растворов, ингибированных калийсодержащими отходами. Выявлено, что определяющим фактором в снижении скорости фильтрации безглинистых полимерсолевых буровых растворов является кольматация пор фильтрационной корки и перегородки за счет ввода химических реагентов: КССБ и КМЦ-600.

Дано объяснение механизму снижения показателя фильтрации безглинистых полимерсолевых буровых растворов. При вводе в водные растворы хлоркалий-электролита (или других солей) предварительно гидратированной в пресной воде КМЦ-600 происходит глобулизация ее макромолекул и уменьшение их эффективных размеров. При фильтрации большая часть глобул макромолекул КМЦ-600 задерживается на внешней границе и образует фильтрационную корку, обладающую высокой проницаемостью за счет неплотной упаковки макромолекул КМЦ-600. При одновременном вводе в эти растворы КССБ происходит ее высаливание при взаимодействии с электролитами и образование новоколлоидальной фазы. Полидисперсность молекул КССБ и продуктов ее взаимодействия с электролитами способствует закупориванию пор фильтрационной корки, увеличивая тем самым сопротивление фильтрации дисперсной среды бурового раствора. Аналогичный процесс происходит одновременно и в фильтрационной перегородке.

Отличительной особенностью фильтрации безглинистых полимерсолевых буровых растворов в сравнении с глинистыми буровыми растворами является высокая начальная скорость фильтрации и более быстрый

123

темп падения ее во времени, что является важным фактором в интенсификации процесса разрушения горных пород.

Рассмотрены особенности строения акриловых реагентов и солей алюминия и железа (III). Теоретически и экспериментально показано влияние рН и низкомолекулярных электролитов на реологические и фильтрационные свойства акриловых реагентов. Установлено, что фильтрация безглинистых буровых растворов, обработанных ПАА и солями, в состав которых входят трехвалентные катионы, сопровождается быстрым формированием фильтрационной корки и закупориванием пор корки и перегородки. При концентрации ПАА и Аl2(SO4)3, или FeCl3, или КАl(SO4)2 0,05–0,3 и 0,005–0,025 масс. % соответственно безглинистые буровые растворы имеют регламентированные значения показателя фильтрации. Установлено, что регулируемые значения показателя фильтрации безглинистые буровые растворы имеют в интервале изменения рН 4,0–10,2 и 2,9–11,1 при обработке их Аl2(SO4)3 и FeCl3 соответственно. При приготовлении безглинистых буровых растворов необходимо первоначально вводить ПАА, а затем Аl2(SO4)3

или FeCl3.

Выявлен механизм снижения показателя фильтрации безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод, обработанных ПАА и солями, содержащими трехвалентные катионы. Показано, что регулирование фильтрационных свойств безглинистых буровых растворов происходит в результате взаимодействия отрицательно заряженных макромолекул ПАВ с вновь образуемыми положительно заряженными частицами гидроксоаквакомплексов трехвалентных катионов с образованием комплексных соединений.

Изучены флокулирующие свойства безглинистых буровых растворов. Установлено, что скорость седиментации твердой фазы, поступившей в безглинистый буровой раствор, зависит от концентрации ПАА и сульфата алюминия или железа; наибольшая скорость осаждения наблюдается при концентрации ПАА и Аl2(SO4)3, 0,05–0,1 и 0,01–0,035 масс. % соответственно. Показано, что для повышения очистной способности безглинистых буровых растворов их необходимо готовить на пластовой воде или водных растворах ХКЭ 5–10%-й концентрации, а химическую очистку производить, начиная с бурения из-под кондуктора, не допуская содержания твердой фазы более 3 масс. %.

Определен оптимальный расход химических реагентов для приготовления безглинистых полимерсолевых буровых растворов с требуемыми

124

технологическими свойствами. Наибольший эффект в снижении скорости фильтрации наблюдается при совместной обработке раствора КССБ и КМЦ-600. Расход реагентов при этом составляет 2,0–3,5 % КССБ, 0,2–0,25 %

КМЦ-600.

Предложен комплексный подход к обоснованию состава и свойств безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод, учитывающий получение регламентированных значений технологических показателей и высоких коагуляционно-флокулирующих свойств. Спланирован эксперимент, получены математические модели, описывающие зависимость свойств безглинистого бурового раствора от его состава. Разработан безглинистый буровой раствор на основе пластовой воды, состав и свойства которого предупреждают его переход в глинистый или в раствор из выбуренных пород.

Разработаны рецептуры и технология приготовления безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод, акриловых реагентов и солей Аl2(SO4)3 или FeCl3.

Для повышения структурно-механических свойств безглинистых буровых растворов предложены структурирующие добавки: хлорид магния, асбест, каустический магнезит, обезвоженный карналлит, моноэтаноламин.

Показана высокая устойчивость к пластовым флюидам безглинистого раствора на основе пластовых вод.

Применение безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод для вскрытия продуктивных пластов позволяет снизить материальные и энергетические затраты на подготовку нефти.

1.5. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ

ПЛАСТОВ И ВЫЗОВА ПРИТОКА

Повышение эффективности геологоразведочных работ, полнота выработки продуктивных пластов, темпы разработки залежей нефти во многом зависят от совершенства вскрытия эксплуатационных объектов в процессе бурения.

Как показывает промысловая практика, при бурении скважин с использованием глинистых буровых растворов призабойная зона пласта (ПЗП) испытывает отрицательное его воздействие, которое приводит к существенному снижению производительности скважин. Ухудшение фильтрационных

125

свойств может вызвать переход высокопродуктивного нефтяного пласта в более низкий класс продуктивности и даже к полной потере производительности скважин.

Применение безглинистых буровых растворов позволяет повысить качество вскрытия средне- и низкопроницаемых продуктивных пластов (проницаемость ≤ 0,2 мкм2). Однако по-прежнему актуальной является проблема вскрытия высокопроницаемых и трещинных коллекторов, так как применением глинистых или безглинистых растворов в этих условиях не исключает проникновения твердой фазы и фильтрата на большую глубину.

Предупреждение вышеуказанных осложнений в значительной степени представляется возможным за счет применения растворов на углеводородной основе. В связи с этим выполнены исследования по разработке составов инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР).

1.5.1. Состав и методика регулирования свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов

Одним из основных факторов получения устойчивых и стабильных эмульсий является выбор эмульгатора. Испытан ряд поверхностно-актив- ных веществ в качестве эмульгаторов укринол-1 (У-1), смазка С-59Ц (С-5), присадка многофункциональная ВНИИНП-354 (В-35).

Укринол-1 является смазывающе-охлаждающей жидкостью и используется в машиностроительной промышленности при обработке металла резанием. Основными составляющими компонентами У-1 являются триэтаноламин, олеиновая кислота, сульфонат натрия, нитрит натрия, гидроксид калия имаслоС-12. Укринол-1 растворимкаквводной, так ивмаслянойфазах.

Смазка предохранительная С-5 (С-59Ц) используется для обработки внутренних поверхностей двигателей. В состав С-5 входят олеиновая кислота 9,5–10,5 %, масло трансформаторное без присадки с температурой застывания не выше минус 45 °С, остальное – до 100 %.

Присадка многофункциональная ВНИИНП-354 является присадкой к маслам, обладающей многофункциональными свойствами, повышает антикоррозионные свойства, снижает износ трущихся частей.

С использованием этих эмульгаторов разработаны рецептуры концентрированных и высококонцентрированных инвертно-эмульсионных буровых растворов [90, 91]. В качестве дисперсионной среды использовали дизельное топливо марки «Л» ГОСТ 305-73, а дисперсной фазы – мине-

126

рализованную пластовую воду плотностью 1120–1170 кг/м3 или пресную воду с добавками хлоридов кальция, магния и натрия.

Кроме вышеуказанных ингредиентов, в состав инвертных эмульсий входят СМАД-1 и бентонит. СМАД-1 представляет собой смесь окисленного петролатума и дизельного топлива (в объемном отношении 2:3). Исходный петролатум – отход, получаемый при депарафинизации авиационных масел, является смесью парафиновых, нафтеновых и высокомолекулярных ароматических углеводородов. При окислении их кислородом воздуха при 140–160 °С в присутствии перманганата калия в результате распада образующихся гидроперекисей возникают кислородные соединения ветвистого строения с одной, двумя и более функциональными группами, из которых наибольшее значение имеют сложные эфиры и соединения, обладающие, наряду со свободными гидроксидами и карбоксидами, лактонной и лактидными группами.

Эмпирическая формула продукта С45Н90О41 является весьма приближенной. При более глубоком окислении молекулярная масса и вязкость продолжают возрастать так же, как и число карбоксильных и гидроксильных групп.

Оптимальными являются эфирокислоты со средним молекулярным весом 650–800, содержащие по 2,5–3 активные группы. Кислотное число составляет при этом порядке 50–60. Многие ценные свойства продуктов окисления петролатума объясняются содержанием в них высокомолекулярных эфирокислот с разветвленной структурой. Бентонит в этих растворах используется в качестве коркообразователя.

Установлено, что структурно-механические свойства ИЭР, полученных с применением в качестве эмульгаторов У-1, С-5 и В-35, значительно ниже, чем при использовании в качестве эмульгатора эмультала. Наиболее значительный рост статических напряжений сдвига наблюдается в эмульсиях с эмульталом при содержании пластовой воды более 73,2 масс. %. Так, например, статические напряжения сдвига ИЭР с У-1 через 1–10 мин при увеличении содержания пластовой воды с 73,2 до 77,2 масс. % практически не изменялись, тогда как в эмульсиях с эмульталом они выросли более чем в 4 раза. При содержании дисперсной фазы 77,2 масс. % эмульсия с эмульталом имеет предельно высокие значения статических напряжений сдвига θ1/10 = 47,6/54,1 Па, тогда как эмульсия с У-1 при указанном содержании пластовой воды обладает удовлетворительными структурными свойствами θ1/10 = 3/4,6 Па.

127

Изучение влияния содержания водной фазы на условную вязкость

иструктурные свойства показало, что предельно допустимое содержание воды в неутяжеленном ИЭР при использовании указанных эмульгаторов составляет 77 масс. %. Увеличение концентрации дисперсной фазы против указанной ведет к значительному повышению условной вязкости, а уменьшение ее содержания до 69 масс. % вызывает снижение условной вязкости

истатических напряжений сдвига. Увеличение содержания водной фазы с 73,2 до 77,2 масс. % вызывает снижение фильтрации в эмульсиях с У-1, В-35 и эмульталом и увеличение ее в эмульсии с С-5.

Величины электростабильности неутяжеленных и высококонцентрированных ИЭР с У-1, С-5 и В-35 составляют 120–155 В и имеют тен-

денцию к повышению в течение первых двух суток после приготовления до 165–200 В (табл. 1.39). Повышение стойкости эмульсии во времени связано, по-видимому, с увеличением прочности адсорбционной пленки на поверхности глобул.

Электростабильность эмульсий со всеми эмульгаторами снижается с повышением температуры. Изучение изменения электростабильности неутяжеленных инвертных эмульсий с повышением температуры проводилось на пробах с содержанием (масс. %): дисперсной фазы – 73,2, дизельного топлива – 22, эмульгатора – 0,4, СМАД-1 – 3,9, бентонита – 0,5. Наибольшее снижение электростабильности наблюдается в интервале температур 20–40 °С независимо от типа эмульгатора и равно 1,5–2,3 В

на 1 °С (табл. 1.40).

Таблица 1 . 4 0

Сравнение термостойкости неутяжеленных инвертно-эмульсионных буровых растворов

Неутяжеленные инвертные эмульсии, приготовленные с применением в качестве эмульгаторов эмультала и У-1, в интервале температур

129

20–80 °Симеютсамуюнизкуюинтенсивностьсниженияэлектростабильности 0,58 и 1,16 В на 1 °С соответственно.

Таким образом, если термостойкость эмульгатора оценивать по интенсивности снижения напряжения пробоя на 1 °С при нагреве эмульсии до 80 °С, то последние в порядке убывания их термостойкости составляют следующий ряд: У-1, С-5, В-35. Причем величины электростабильностей эмульсий с У-1, С-5 и В-35 при температуре 80 °С равны или превышают величину электростабильности эмульсии с эмульталом при температуре 20 °С. После прогрева эмульсий с У-1, С-5 и В-35 до 80 °С их фильтрация снижалась, тогда как в эмульсии с эмульгатором отмечено ее увеличение на 10 % (см. табл. 1.40). Наибольшее снижение фильтрации наблюдается в эмульсиях с У-1 (в 1,77 раза).

Таким образом, на основании экспериментальных исследований установлено, что с использованием в качестве эмульгаторов укринола-1, смазок С-5 или ВНИИНП-354 при концентрации ингредиентов (масс. %): дизельное топливо летнее – 18,1–26,1; минерализованная пластовая вода

(ρ = 1170 кг/м3) – 77,2–69,1; эмульгатор – 0,4; СМАД-1 – 3,8–3,9; бенто-

нит – 0,5 – возможно получение стабильных инвертных эмульсий.

Из приведенных результатов следует, что ИЭР, приготовленные на основе эмультала, приемлемы при проводке скважин до 2000 м и забойной температуре не более 40 °С в условиях Татарии, Башкортостана и Пермского края. Однако для этих регионов и регионов с более осложненными условиями эффективнее применять ИЭР с У-1, С-5 и В-35.

Инвертно-эмульсионные буровые растворы, полученные с эмульгаторами У-1, С-5 и В-35, отличаются от известных рецептур более низкими значениями условной вязкости и статических напряжений сдвига, термостойкостью в интервале температур до 80 °С и высокой электростабильностью, низкими значениями фильтрации в условиях нормальных и повышенных температур (до 80 °С).

1.5.2. Разработка рецептур и исследование свойств утяжеленных инвертно-эмульсионных буровых растворов

Утяжеление инвертно-эмульсионного бурового раствора осуществлялось сухим баритом до получения требуемой плотности. Расход барита при этом определялся дисперсной фазой и ее содержанием. Применение

130