Проведение промысловых испытаний комплексно ингибированной добавки "КАИР" и "КАИР-Т" на нефтегазовых площадях Туркменистана

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проведение промысловых испытании комплексно ингибированной добавки «КАИР» и «КАИР-Т» на нефтегазовых площадях Туркменистана

Деряев А.Р.

Аннотация

При использовании систем КАИР и КАИР-Т (термостабилизированный) на нефтегазовых площадях Туркменистана, в разрезах, содержащих глинистые породы прекратились сужение ствола скважины, обвалы и прихваты бурильного инструмента.

Ключевые слова: ингибитор, обвал, кавернообразование, термостабилизатор, пластическая вязкость, водоотдача, хемосорбция.

Abstract

FIELD TESTING OF COMPLEX INHIBITION ADDITIVE "CAIRO" AND "CAIRO-T" IN THE OIL AND GAS AREAS OF TURKMENISTAN

Deryaev A.R.

when using the KAIR and KAIR-T (thermostabilized) systems in the oil and gas fields of Turkmenistan, in sections containing clayey rocks, the narrowing of the wellbore, collapses and sticking of the drilling tool stopped.

Keywords: inhibitor, collapse, cavern formation, thermal stabilizer, plastic viscosity, fluid loss, chemisorption.

Способность глинистых пород к спонтанному диспергированию и набуханию осложняет весь процесс бурения скважин. Ингибированные растворы используются там, где применение обычных глинистых растворов вызывает осложнения при бурении скважин. Осложнения выражаются в виде осыпей и обвалов, сужения стволов скважины, кавернообразования, вызванных набуханием глинистых пород и переходом их в раствор. Глинистый шлам подвергается пептизации и диспергации, что приводит к загущению раствора и ухудшению его параметров [1].

В качестве профилактического средства в этих условиях используются ингибирующие добавки в растворе с применением соли NaCl, КС1, СаС12, CaSц4, силикаты, мыла жирных кислот, известь и т.д. Однако, при их использовании эффект ингибирования ниже, так как ингибиторы нейтрализуют, как правило, лишь один из двух лиофильных участков мозаичной поверхности глинистых частиц: либо по плоскостям - отрицательно заряженные участки, либо по положительно заряженным граням и изломам. Поскольку глины дифильны и жёстко амфотерных, одностороннее ингибирование будет гораздо менее эффективно, чем многостороннее ингибирование [2, 3].

Разработанные ингибированные добавки КАИР и КАИР-Т предотвращают гидратацию набухание и дезинтеграцию глинистых пород.

КАИР - обеспечивает многостороннее ингибирование глинистых частиц за счёт гидролизатов портландцемента и хлористого калия, содержащие одновременно катионные и анионные формы минеральных ингибиторов, усиленных ингибирующим действием ионов калия, способных проникать в межплоскостное пространство глин, и гидрофобизирующим действием комбинированных ПАВ основанном на хемосорбции их на гидрофильных и гидрофобных обнажённых глинистых частицах. Кроме того, комплексное ПАВ в лигносульфонатных растворах полностью дегазирует пену и предотвращает её образование.

КАИР-Т (термостабилизированный) является одним из гомологов общей добавки ингибированных кальциево-калиевых растворов КАИР. КАИР-Т отличается от КАИР большим уровнем ингибирования и большим диапазоном температур. Достигаются эти преимущества за счёт перевода в водорастворимое состояние присутствующих в портландцементах кальциевых и в хлористом калие-калиевых соединений в виде монохромата кальция и калия.

Растворимость этого соединения на два порядка выше растворимости извести и составляет 16%. За счёт повышенной растворимости и последующего перевода кальций и калий - хроматов в смешанные соли лигносульфоната содержание водорастворённых Са+2 и К+ ингибиторов в фильтратах КАИР-Т составляет Са+2-900- 1500мг/л и К+-1000-2000мг/л, против известковых 400-600 мг/л системах буровых растворов. Поэтому в системе ингибированной добавки КАИР положительный эффект ингибирования проявляется до температуры +70 °С, а в КАИР-Т за счёт применения хроматов положительный эффект ингибирования проявляется уже при температуре +30 °С, а не при температуре +70°С и выше, что обычно имеет место в других типах растворов, где хроматы применяются только в качестве термостабилизирующей добавки.

Таблица 1. Скважина № 19 пл. Алтыгуйы заложена с целью разведки залежей нефти в нижнем отделе красноцветной толщи НК9

Бурение скважины № 19 пл. Алтыгуйы обусловлено большим содержанием глинистых пород по всему разрезу скважины, достигающей 70% и больше. Эти глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие неустойчивых горных пород слагающими коллоидными глинами.

Для успешного вскрытия глины выбрали раствор комплексно ингибированной добавкой системы КАИР до температуры +70°С и термостабилизированной системы КАИР-Т свыше +70°С бурением до проектируемой глубины 3950 м.

Бурение скважины с глубины 655 м проводились долотом 0393,7 мм, температура на забое составляла пределов +35°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и в интервале 2500 м достигает пределов +70°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в ингибированный растворов системы КАИР. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины в интервале 655-700 м.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР: портландцемент ПЦТ1-100, хлористый калий (КС1), КССБ-2, каустическая сода (КОН), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р=1,47 г/см3; вязкость - Т = 63сек; водоотдача - В = 3 см3; толщина глинистой корки - К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Q1 =48дПа; за 10 мин. - Q10 = 96дПа; пластическая вязкость - ппл =34 сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 45 дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР: удельный вес р = 1,45 г/см3; вязкость Т = 30 сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Ql=6дПа; за 10мин. Ql0 = 9дПа; пластическая вязкость ппл = 15сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 21дПа.

Бурение скважины с глубины 2187 м проводилось долотом 0295,3мм, температура на забое составляла пределов +65°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на проектной глубине 3950м достигает пределов +96°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в термостабилизированную ингибированную систему КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины интервале 2187 - 2234 м.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной термостабилизированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ1- 100; хлористый калий (КС1); ФХЛС; Хромпик (№2Сг2О7или К2Сг2О7), каустическая сода (КОН), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р = 1,45 г/см3; вязкость - Т = 71 сек; водоотдача - В = 3 см3; толщина глинистой корки - К = 1 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Q1 = 51 дПа; за 10 мин. - Q10 = 108 дПа; пластическая вязкость - ппл = 42сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 57 дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированную термостабилизированную систему КАИР-Т: удельный вес р = 1,45 г/см3; вязкость Т=32 сек; водоотдача В=2см3; толщина глинистой корки К=0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Ql=3дПа; за 10 мин. Qlo=9дПа; пластическая вязкость рпл =12сПз; динамическое напряжение сдвига То=18 дПа. термостабилизированный скважина бурильный глинистый

По мере углубления скважины комплексные ингибированные растворы системы КАИР и термостабилизированный КАИР-Т для поддержания их свойств проводились путём ввода в растворы ингибиторы КАИР и КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворах, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH растворов поддерживалась пределов 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентами КССБ-2 и ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водными реагентами КССБ-2 и ФХЛС. При увеличении структурномеханических свойств растворов, растворы доингибировали.

Бурение скважины на ингибированном растворе системы КАИР в интервале 655 - 2187 м и на термостабилизированной системы КАИР-Т в интервале 2187м и до фактической глубины 3922 м пройдено без осложнения, обсадные колонны 0324 мм, 0245 мм и 0140 мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 2. Скважина № 156 пл. Северный Готурдепе заложен с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе красноцветной толщи НК3

Бурение скважины №156 пл. Северный Готурдепе в интервале залегания акчагыльского яруса имеются 2-е пачки стратиграфические одинаковые по характеру чёрные глины: первая пачка находится в интервале 2368-2485м (117 м); вторая пачка ниже в интервале 2545-2625 м (80 м). Эти чёрные глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими высококолоидными пластичными чёрными глинами.

Было рекомендовано вскрытие пачек чёрных глин растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР до температуры +60°С и КАИР-Т свыше +60°С и ниже бурением до проектируемой глубины 4300м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 2000 м проводились долотом 0295,3 мм, температура на забое составляла +60°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на глубине 4300 м достигает +104°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексно-ингибированный растворов КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2Сг2О7), каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность р = 1,48 г/см3; вязкость Т = 45 сек; водоотдача В = 3см3; толщина глинистой корки К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qi = 27дПа; за 10 мин. Q10 = 56 дПа; пластическая вязкость ппл = 27сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 36 дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: плотность р = 1,45 г/см3; вязкость Т = 30 сек; водоотдача В = 2 см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1 мин. Q1 = З дПа; за 10мин. Qlo=6 дПа; пластическая вязкость = 10 сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 15 дПа.

По мере углубления скважины ингибированный терм стабилизированный буровой раствор системы КАИР-Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор до ингибировали добавкой КАИР-Т путём ввода в циркулирующий раствор при бурении скважины.

Интервал 2000-4300 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0 245мм и 0 178мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 3. Скважина № 202 пл. Северный Готурдепе заложена с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе красноцветной толщи полной мощности НК12

Бурение скважины № 202 пл. Северный Готурдепе в интервале залегания акчагыльского яруса имеются 2-е пачки стратиграфические одинаковые по характеру чёрные глины: первая пачка находится в интервале 2364-2482 м (118 м); вторая пачка ниже в интервале 2552-2632 м (80 м). Эти чёрные глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими высококолоидными пластичными чёрными глинами.

В связи с этим вскрытию чёрных глин произвели растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР до температуры +60°С и КАИР-Т свыше +60°С и ниже бурением до проектируемой глубины 5100 м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 2224м проводились долотом 0393,7 мм, температура на забое составляла +60°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на глубине 5100 м по проекту достигает +119°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексно-ингибированный раствор КАИР- Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2Сг2О7), каустическая сода (NaOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность р = 1,35 г/см3; вязкость Т = 58сек; водоотдача В = 3см3; толщина глинистой корки К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qj = 32дПа; за 10мин. Q10 = 65дПа; пластическая вязкость рпл = 27сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 36дПа; водородный показатель рН = 8,7; температура на устье 30°С.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: плотность р = 1,45г/см3; вязкость Т = 40сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К=0,5мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Ql = 15дПа; за 10мин. Qlo = 21дПа; пластическая вязкость =11 сПз; динамическое напряжение сдвига То = 18дПа; водородный показатель рН = 11.

Параметры ингибированного бурового раствора КАИР-Т при вскрытии продуктивных пластов в интервале бурения 5012 м: плотность р = 1,86 г/см3; вязкость Т = 40-50 сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Ql = 15дПа; за 10 мин. Ql0 = 21-33дПа; пластическая вязкость рпл = 11-15сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 18-21дПа; водородный показатель рН = 10-11; температура на устье 45-50°С.

По мере углубления скважины ингибированный термостабилизированный буровой раствор системы КАИР-Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор доингибировали добавкой КАИР-Т путём ввода в циркулирующий раствор при бурении скважины.

Интервал бурения с 2224 м по 5012 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0324 мм, 0245 мм и 0139,7 мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 4. Скважина № 30 пл. Небитлидже заложена с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе красноцветной толщи НК5

Бурение скважины №30 пл. Небитлидже обусловлено большим содержанием глинистых пород по всему разрезу скважины достигающей 70% и больше. Эти глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими коллоидными глинами.

В связи с этим было предложено вскрыть глины растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР до температуры +70°С и КАИР-Т свыше +70°С и ниже бурением до проектируемой глубины 3550 м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 1600м проводились долотом 0295,3 мм, температура на забое составляла в пределах +55°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на проектной глубине 3550 м достигает в пределах +90°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексный ингибированый растворов КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2Сг2О7), каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р = 1,47 г/см3; вязкость - Т = 63 сек; водоотдача - В= 3 см3; толщина глинистой корки - К = 1 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Q1 = 48дПа; за 10 мин. - Qj0 = 96дПа; пластическая вязкость - = 34сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 45дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: удельный вес - р = 1,45 г/см3; вязкость Т = 30 сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qj = 6дПа; за 10 мин. Qj0 = 9дПа; пластическая вязкость рш=15сПз; динамическое напряжение сдвига Т0 = 21дПа.

По мере углубления скважины ингибированный термостабилизированный буровой раствор системы КАИР-Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами [3]. Значения водородного показателя рН раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор доингибировали.

Интервал 1600-3550 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0245 мм и хвостовик 0 140 мм спущены без посадок и зацементированы.

Выводы

Ингибированные растворы добавками КАИР и КАИР-Т экономичны и технологичны. Применение их в заглинизированных разрезах обеспечивает увеличение механической скорости бурения за счёт подавления коллоидальных глин.

Ингибированные растворы добавками КАИР и КАИР-Т препятствуют быстрому увлажнению глинистых минералов за счёт водорастворимых щелочных гидролизатов портландцемента и ионов калия, которые способны связать воду в весьма стойкие гидраты.

КАИР-Т, за счёт уникального действия соли хромовой кислоты, обеспечивает более высокое ингибирование раствора в условиях пластовых температур достигающих +100°С и более.

С применением комплексных ингибированных растворов системы КАИР и КАИР-Т (термостабилизированный) на нефтегазовых площадях Туркменистана в разрезах содержащих глинистые породы прекратились сужение ствола скважины, обвалы и прихваты бурильного инструмента. Все обсадные колонны спущены без посадок и зацементированы.

Список литературы

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. С. 42-57.

2. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г., Мантрова С.В., Джамиев М.Я. Комплексный добавка

3. КАИР буровых растворов для бурения скважин в сложных геологических условиях / Сборник трудов института «Nebitgazylmytaslama» 2 (29) выпуск. A: ТДНГ, 2012. Стр. 315-319.

4. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г., Мантрова С.В. Рекомендации по использованию буровых растворов / Сборник трудов института нефти и газа, 8 выпуск. A: ТДНГ. 2014. Стр. 249-259.

Размещено на Allbest.ru