Разработка ингибирующего бурового раствора для бурения в глинистых отложениях

На правах рукописи

ЕГОРОВА Елена Валерьевна
РАЗРАБОТКА ИНГИБИРУЮЩЕГО БУРОВОГО РАСТВОРА

ДЛЯ БУРЕНИЯ В ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Специальность 25.00.15

Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва - 2010

Работа выполнена в Филиале «Астрахань бурение»

Общества с ограниченной ответственностью «Газпром бурение»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

доктор технических наук Симонянц Сергей Липаритович доктор технических наук Белоруссов Владимир Олегович кандидат технических наук Уросов Сергей Александрович

Ведущее предприятие: Филиал ЗапСибБурНИПИ

Открытого акционерного общества

НПЦ «Недра»

Защита состоится « 31 » марта 2010 г. в 11 часов на заседании диссертационного совета Д-520.027.01 при ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 115114, Москва, Летниковская ул., д. 9.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника».
Автореферат разослан «____» февраля 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Обеспечение высоких темпов добычи нефти и газа в нашей стране неизбежно связано с разработкой новых месторождений углеводородного сырья, характеризующихся как более глубоким расположением продуктивных горизонтов, так и более сложными горно-геологическими условиями, по сравнению с районами массового бурения. Например, уникальное по составу полезных ископаемых Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) имеет проектные глубины до 4100 м. Помимо трудностей, обусловленных аномально высоким пластовым давлением (АВПД), сероводородной агрессией и наличием мощных толщ хемогенных отложений, строительство скважин сопровождается проблемами, связанными с бурением терригенных горных пород. Разрушение стенок в процессе бурения происходит практически во всех скважинах Астраханского ГКМ. Интенсивные осыпи и обвалы стенок, представленных пластичными серыми глинами и плитчатыми (трещиноватыми) аргиллитами палеогенового возраста, наблюдаются повсеместно, особенно при бурении под кондуктор и первую техническую колонну. Осложнения, как правило, характеризуются подклинками, затяжками и посадками бурильного инструмента. Проработки и восстановление ствола скважины нередко занимают более пяти суток и значительно снижают коммерческую скорость бурения. Проводка скважин в условиях соленосных горных пород также сопровождается негативными явлениями вследствие отрицательного влияния солей на свойства бурового раствора. Поэтому проблема повышения устойчивости стенок глубоких скважин в глинистых отложениях горных пород является весьма актуальной.

Цель работы. Повышение устойчивости стенок глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях при бурении в глинистых отложениях горных пород путем создания бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими способностями.

Основные задачи исследований.

1. Проведение анализа существующих систем ингибирующих буровых растворов и методов повышения их ингибирующих свойств, а также оценка качества вскрытия глинистых отложений при использовании существующих систем ингибирующих буровых растворов.

2. Выявление причин, вызывающих диспергирование глинистых частиц горных пород при контакте с водной фазой бурового раствора.

3. Изучение горно-геологических условий бурения скважин на Астраханском ГКМ и анализ характера осложнений, связанных с проводкой скважин в

глинистых отложениях.

4. Обоснование совместимости выбранных ингибирующих компонентов новых реагентов-ингибиторов, позволяющих получить высокий эффект ингибирования с учетом их комплексного воздействия.

5. Выбор оптимального компонентного состава новых реагентов-ингибиторов и разработка новой рецептуры системы ингибирующего бурового раствора.

6. Проведение экспериментальных исследований для определения влияния полученной системы ингибирующего бурового раствора на глинистую горную породу в условиях полиминеральной и температурной агрессии и оптимизации ее технологических параметров.

7. Проведение промысловых испытаний нового ингибирующего бурового раствора и определение его влияния на устойчивость стенок скважин.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены современными методами и средствами химико-аналитических исследований, выполненными в аккредитованных лабораториях, использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений данными экспериментальной и промышленной апробации.

Научная новизна работы.

1. Разработаны рецептуры высокоингибирующих буровых растворов, содержащих модифицированные составы комплексных реагентов-ингибиторов на основе талового пека – КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор, обеспечивающие устойчивость стенок глубоких скважин при бурении в глинистых отложениях.

2. Теоретически обоснован и экспериментально подтвержден высокий ингибирующий эффект совместного действия компонентов, входящих в новые реагенты – жирных и смоляных кислот омыленного талового пека и носителей активных катионов хлористого калия и гашеной извести, традиционно используемых в качестве ингибиторов.

3. Экспериментально доказана возможность эффективного применения реагентов на основе талового пека в условиях полиминеральной агрессии и высоких забойных температур при бурении глубоких скважин.

4. Теоретически и экспериментально изучены процессы взаимодействия фильтрата бурового раствора и глинистой породы, в результате которых происходит набухание (диспергирование, размокание) глинистых частиц. Дано объяснение химико-физических механизмов гидрофобизации поверхности раздела на границе фаз «порода – раствор» при воздействии омыленных жирных и смоляных кислот, содержащихся в фильтрате бурового раствора, позволившее определить возможность использования дополнительных путей ингибирования с целью получения максимального ингибирующего эффекта новых реагентов на основе талового пека.

5. Научно обоснована методика определения ингибирующей способности бурового раствора при его взаимодействии с гидрофильными породами, позволяющая не только качественно охарактеризовать процессы разупрочнения терригенных пород, но и прогнозировать время устойчивого состояния стенок скважины, что особенно важно для бурения в сложных горно-геологических условиях.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны модифицированные реагенты КЛСП-Ингибитор и ОТП-Ингибитор, на основе доступного сырья – остаточного продукта лесохимического производства, позволяющие без дополнительных средств получать высокоингибирующий буровой раствор для обеспечения устойчивости стенок скважин при бурении глинистых отложений в условиях высоких температур и полиминеральной агрессии.

2. Экспериментально определены и подтверждены на практике оптимальные концентрации разработанных реагентов в составе промывочной жидкости, позволяющие достичь максимального ингибирующего эффекта бурового раствора.

3. Разработана технология приготовления порошкообразной формы комплексных модифицированных реагентов, что позволяет без существенных трудовых и временных затрат перевести традиционно используемый на Астраханском ГКМ лигносульфонатный глинистый буровой раствор в высокоингибирующий.

4. Разработана и внедрена в филиале «Астрахань бурение» ООО «Газпром бурение» (быв. филиал «Астраханьбургаз» ДООО «Бургаз») технология применения комплексного модифицированного реагента КЛСП-Ингибитор при бурении глубоких скважин, оформленная в виде руководящего инструктивного документа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технической конференции молодых специалистов ДООО «Бургаз» (Анапа, 2003); на Конкурсе «ТЭК-2003» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий, научно-исследовательских институтов и учебных заведений (Москва, 2003); на Межотраслевой научно-практической конференции «Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России» (Краснодар, 2005); на Научно-технической конференции молодых работников и специалистов ООО «Газпром добыча Астрахань» «Газпром. Наука. Молодежь» (Астрахань, 2009); на конференциях и семинарах Северо-Кавказского государственного технического университета (Ставрополь, 2005, 2007, 2009); на Ученом совете ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ (Москва, 2010).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, в т.ч. 6 работ опубликовано в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из Перечня ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти разделов и основных выводов. Работа изложена на 167 страницах машинописного

текста, содержит 23 таблицы, 19 рисунков, 5 приложений. Список использованных источников включает 138 наименований.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО «Газпром бурение» и филиала «Астрахань бурение» к.т.н. Усынину А.Ф., к.т.н. Доронину А.А., Солнышкину Д.Г., Волкову В.Е. и др., а также к.т.н. Пуля Ю.А., к.т.н. Хуршудову В.А. за плодотворное сотрудничество, ценные советы и помощь при работе над диссертацией.

Автор выражает признательность д.т.н., профессору Оганову Г.С., д.т.н., профессору А.М. Гусману и другим ведущим ученым ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ за конструктивные замечания и предложения в процессе предварительного обсуждения работы.

Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н. Симонянцу С.Л. за поддержку, наставления и помощь в процессе подготовки диссертации.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность решаемых в диссертационной работе проблем; определены ее цель и задачи; сформулированы основные научные положения; показана научная новизна и практическая ценность работы.

Первый раздел посвящен анализу физико-химического взаимодействия поверхности глинистых минералов с фильтратами буровых растворов, существующих способов ингибирования гидратации глинистых минералов, изучению возможности их совместного действия.

Решению проблем устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми отложениями, и поиску путей управления поведением глины в контакте с водными средами посвятили свои работы многие отечественные и зарубежные исследователи: Аветисов А.Г., Аветисян Н.Г., Агзамов Ф.А., Ананьев А.Н., Ангелопуло О.К., Андресон Б.А., Альтсеитов Б.Д., Ахмадиев Р.Г., Байдюк Б.В., Баранов В.С., Близнюков В.Ю., Букс З.П., Булатов А.И., Быстров М.М., Войтенко В.С., Городнов В.Д., Горшков Л.К., Дедусенко Г.Я., Жигач К.Ф., Завадский М.А., Зозуля В.П., Зозуля Г.П., Кистер Э.Г., Кошелев А.Т., Кошелев В.И., Крылов В.И., Крысин Н.И., Кузнецов Ю.С., Куксов А.К., Курбанов Я.М., Леонов Е.Г., Липкес М.И., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Михеев В.Л., Мовсумов А.А., Новиков В.С., Овчинников В.П., Паус К.Ф., Пашинян Л.А., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Попов А.Н., Потапов А.Г., Проселков А.И., Пуля Ю.А., Ребиндер П.А., Роджерс Ф., Рябоконь С.А., Рябченко В.И., Сеид-Рза М.К., Симонянц Л.Е., Тагиров К.М., Усынин А.Ф., Федорцов В.К., Хуршудов В.А., Шарафутдинов З.З., Ширин-Заде С.А., Яремийчук Р.С. и другие.

В результате этих работ было установлено, что устойчивость ствола скважины зависит от напряженного состояния пород (усилий и давлений, действующих на стенки ствола) и физико-химического воздействия бурового раствора на глинистые породы, вскрытые в процессе бурения.

Физико-химическое воздействие буровых растворов на глинистые породы происходит с уменьшением их механической прочности в результате действия трех разных процессов: осмотического массообмена, изменения расклинивающего давления и набухания.

По мнению ряда исследователей, преобладающее влияние на снижение механической прочности пород оказывает адсорбция воды на поверх­ностях глинистых минералов. Адсорбция вызывает набухание глинистых пород, ослабление их структурных связей и резкое снижение предельного напряжения сдвига. Набухание же глин происхо­дит в результате расклинивающего действия сольватных оболочек связанной воды, образующихся при гидратации глинистых минера­лов, а также при взаимодействии диффузных слоев частиц.

Существенное влияние на устойчивость стенок скважины также ока­зывают процессы массопереноса в системе "скважина-пласт" (осмотический массообмен), зави­сящие от состава солевого обменного комплекса глинистых минера­лов, их гидрофильности и адсорбционных свойств. Важным фактором, способствующим расслаблению межмолекулярных связей между глинистыми частицами и глубокому диспергированию глин, является ионообменный

процесс, движущей силой которого является диффузия.

Для оценки физико-химического соответствия бурового раствора проходимым породам предлагаются усовершенствованные и сравнительно несложные методы, позволяющие с качественной стороны сопоставить ингибирующее действие различных буровых растворов.

Общим недостатком большинства существующих методов исследования влияния фильтратов различных буровых растворов на набухание глинистых пород является то, что в них зачастую не учитывается напряженное состояние пород стенок скважины.

В настоящее время известно множество путей ингибирования набухания глин. Наиболее часто применяемыми на практике являются:

- уменьшение поверхности гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся;

- нейтрализация электрически заряженных участков глинистых пород и адсорбция полимера на поверхности глинистых частиц и их инкапсуляция;

- регулирование процессов осмотического влагопереноса путём поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах;

- гидрофобизирование поверхности глинистых минералов.

Процесс катионного обмена в ингибировании гидратации глин является наиболее распространенным на сегодняшний день. Состав обменных катионов в значительной степени влияет на дисперсность глин и изменение коэффициента коллоидальности. Причинами протекания его являются такие процессы, как нарушение связей на краях алюмокремниевых групп, замещение иона внутри кристаллической решетки ионом низшей валентности (кремния – алюминием, алюминия – магнием и т.д.) и обращение вершин (гидроксильных групп – ОН¯) тетраэдров наружу.

Единой теории замещения катионов для глин нет, и в литературных источниках указывается преимущественная замещающая способность для конкретных исследований из широкого многообразия глинистых минералов и

химических веществ.

Несмотря на широко изучаемый вопрос ингибирования, лишь некоторые работы посвящены исследованию гидрофобизирующих ингибиторов. Наиболее малоизученными в этом отношении являются жирные кислоты, способные создать гидрофобный барьер (экран), препятствующий контактированию глин с водной средой.

Производные жирных кислот образуют нерастворимые в воде, но химически активные комплексы гидрофильно-гидрофобной структуры, адсорбирующиеся на глинистых породах. Это способствует проявлению гидрофобных свойств, основанных на покрытии и экранировании поверхности глинистых частиц адсорбционными слоями. При этом следует отметить, что дополнительный вклад в ингибирование вносят входящие в состав этих веществ спирты, действующие по методу «осушки». При взаимодействии жирных кислот и содержащихся в них спиртов с оксидами этилена, находящимися в комплексном буровом растворе, получают неионогенные коллоидные поверхностно-активные вещества, улучшающие ингибирующее действие и качество бурового раствора (смазочные, антикоррозионные свойства и т.д.).

Исходя из вышеизложенного анализа путей ингибирования набухания глин, можно сделать вывод, что процесс гидрофобизации поверхности глинистых минералов производными жирных кислот, представляет особый интерес и является недостаточно изученным.