Концептуально новая высокоэффективная ингибирующая композиция "Ингидол" для бурения в активных глинистых отложениях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Концептуально новая высокоэффективная ингибирующая композиция «Ингидол» для бурения в активных глинистых отложениях

Сегодня для решения данных задач используют ингибиторы набухания глин, которые можно разделить на два класса: неорганические (соли калия и кальция, сульфированный асфальт и пр) и органические (полигликоли, многоатомные спирты, амины, полиэфиры и пр.).

Механизм действия неорганических ингибиторов заключается в специфической адсорбции (хемосорбции) на глинистой поверхности неиндифферентного катиона (K+, Ca2+), в результате чего отрицательный заряд поверхности резко снижается - глинистая поверхность утрачивает способность к смачиванию водой, поэтому глинистые частицы не набухают и не диспергируют.

Действие органических ингибиторов основано на физической адсорбции пленки ингибитора на глинистой поверхности, в результате способность глинистых минералов к гидратации уменьшается.

Использование неорганических ингибиторов (в частности, хлорида калия) в глинистых буровых растворах весьма затруднено, так как эти соли являются сильными коагулянтами коллоидной глинистой фазы, поэтому применение неорганических ингибиторов, в основном, ограничено безглинистыми буровыми растворами (биополимерный хлоркалиевый раствор и пр.). При бурении в верхних интервалах скважин (до 2000 м) в области залегания активных глин раннего литогенеза неорганические соли практически не используются.

Органические ингибиторы, как правило, не являются коагулянтами. При их введении глинистая суспензия остается стабильной, а ее структурная вязкость немного понижается. Однако эффективность органических ингибиторов в несколько раз ниже, по сравнению с неорганическими, что связано с высокой водопроницаемостью сорбционной пленки ингибитора. Кроме того, органические ингибиторы обычно не влияют на заряд поверхности частиц глинистой фазы, поэтому в их присутствии глинистая поверхность сохраняет способность к гидратации.

Для преодоления недостатков, свойственных различным типам ингибирующих добавок, был разработан реагент «Ингидол», который является одним из немногих ингибиторов на российском рынке, сочетающим в себе положительные качества органических и неорганических ингибиторов.

Для преодоления недостатков, свойственных различным типам ингибирующих добавок, был разработан реагент «Ингидол», который является одним из немногих ингибиторов на российском рынке, сочетающим в себе положительные качества органических и неорганических ингибиторов.

Введение «Ингидола» в глинистый буровой раствор совершенно безопасно и не нарушает устойчивость системы. Наоборот, «Ингидол» характеризуется умеренным разжижающим действием в буровых растворах с высоким содержанием коллоидной фазы.

Главное предназначение «Ингидола» - использование в качестве ингибитора набухания активных, гигроскопичных, интенсивно набухающих глин и для предотвращения сальникообразования при бурении в верхних интервалах скважин, сложенных глинами раннего и среднего литогенеза (до 2500 м).

«Ингидол» можно использовать в пресных, минерализованных и соленасыщенных буровых растворах - ограничений по совместимости с природой бурового раствора нет.

«Ингидол» экологически безопасен (4-й класс опасности), после его применения не требуется специальных мер по утилизации отработанного раствора и сточных вод.?

Новая модификация реагента «Ингидол Б» содержит псевдокатионные третичные амины, которые могут протонироваться в интервале рН = 7 - 10, приобретая положительный заряд, и адсорбироваться на глинистой поверхности, предотвращая ее гидратацию. Эти амины являются «псевдокатионными», так как не имеют постоянного положительного заряда.

Их молекулы находятся в равновесии с протонированной формой. При повышении рН > 10 все молекулы аминов становятся электронейтральными. Компоненты композиции аминов отличаются только углеводородными радикалами, которые преимущественно можно отнести к олефиновому ряду (алкиленовые радикалы). Ароматические радикалы в составе аминов отсутствуют.

На первом этапе исследований было изучено сравнительное влияние полигликолей (ПГ), гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) и «Ингидола» на эффективную вязкость глинистой суспензии. Полученные результаты представлены на рис. 1. Введение ПГ в интервале концентраций до 1,5% мас. индифферентно к реологическим свойствам суспензии, в то время как ГКЖ заметно повышает вязкость системы. При использовании «Ингидола» даже в низких концентрациях (менее 1% мас.) вязкость суспензии понижается, что способствует увеличению глиноемкости бурового раствора.

Аналогичным образом исследовали влияние ингибирующих добавок на структурные свойства глинистой суспензии (рис. 2). Установлено, что «Ингидол», в отличие от ПГ и ГКЖ, существенно понижает предел прочности структуры системы (СНС1), поэтому использование «Ингидола» оптимизирует гидравлические параметры промывки скважины (повышается выносящая способность бурового раствора, улучшается очистка ствола скважины от выбуренных частиц, снижается доля застойных зон и пр.).

На втором этапе исследований для определения ингибирующих свойств на тестере линейного набухания были проведены испытания исходного модельного глинистого бурового раствора и глинистого раствора с добавкой «Ингидола Б» в концентрации 2%. Для приготовления суспензии использовался бентонит марки ПБМБ Зырянского месторождения, не содержащий полимеров. Модельный буровой раствор содержал 7% бентопорошка по массе. Для исключения изменения свойств бурового раствора в него был введен бактерицид «Биоцидол» в концентрации 0.01%. Температура бурового раствора при тестировании составила 24 °С. Графики набухания таблеток из немодифицированного бентонита представлены на рис 3. глинистый порода скважина горный

Для исключения случайной ошибки, а также для усреднения полученных данных было принято решение проводить опыт параллельно в двух ячейках. На графике зеленая и синяя кривые соответствуют 1-й и 2-й ячейкам с модельным буровым раствором, 3-я и 4-я ячейки (красная и черная кривые) соответствуют глинистому буровому раствору с добавкой 2%-го «Ингидола». Максимальное расширение таблеток в модельном растворе составило 140% и 117%. Максимальное расширение таблеток в модельном растворе с добавкой «Ингидола» в концентрации 2% составило 95% и 87%.

На следующем этапе исследований для сравнения ингибирующих способностей «Ингидола Б» была приготовлена исходная глинистая суспензия, со значением условной вязкости 25 сек. При приготовлении суспензии использовался немодифицированный бентонит марки ПБМВ. Для сравнения ингибирующих свойств «Ингидола Б» был выбран боросиликатный ингибитор набухания глин БСР.

Введение «Ингидола» в глинистый буровой раствор совершенно безопасно и не нарушает устойчивость системы. Наоборот, «Ингидол» характеризуется умеренным разжижающим действием в буровых растворах с высоким содержанием коллоидной фазы.

Результаты испытаний исходной глинистой суспензии, а также глинистых растворов с различными концентрациями ингибирующих добавок представлены в табл. 1.

Видно, что «Ингидол Б» снижает ДНС и СНС раствора, а также незначительно понижает показатель фильтрации. БСР также понижает ДНС и СНС раствора, однако повышает показатель фильтрации при концентрации (1%) на 8%, а при концентрации (2%) на 31%.

Измерение ингибирующей способности реагентов велось на тестере линейного набухания производства компании OFI Testing Equipment в динамических условиях. Таблетки для прибора изготовляли из немодифицированного глинопорошка марки ПБМБ, при давлении 6000 PSI (или 400 атм.) в течение 30 мин. Было принято решение увеличить время опыта до 88 часов, так как за 70 часов не произошел выход кривой на плато (не виден момент стабилизации расширения глинистой таблетки). На рис. 4 представлен график расширения таблетки в исходном глинистом растворе.

Стабилизация началась через 45 час. при максимальном расширении 152% при t=49 0С. Через 44,5 час. (после начала опыта) расширение составило 149%. На момент окончания опыта (через 88,5 час.) процент расширения составил 150,4%.

На рис. 5 представлен график расширения таблетки в глинистом буровом растворе с добавкой «Ингидола» 10 г/л (1%). Стабилизация началась через 47 час. при максимальном расширении образца 87%. Через 61 час (после начала опыта) - расширение составило 88%, на момент окончания опыта (88 часов), расширение не изменилось.

На рис. 6 представлен график расширения таблетки в глинистом буровом растворе с добавкой БСР в аналогичной концентрации 10 г/л (1%).Стабилизация началась через 38 час. при максимальном расширении 127,5% при t=490С. Через 37 час. (после начала опыта) расширение составило 126%. На момент окончания опыта, через 88 часов, расширение составило 127,5%.

На следующем этапе исследований для оценки антидиспергирующего (антипептизирующего) эффекта ингибиторов использовали показатель удельного объема синерезиса (УОС), представляющий собой отношение объема осветленной части суспензии к объему седиментационного осадка глинистой фазы:

УОС = Vж./Vос.,

где Vж. - объем верхнего слоя жидкости после синерезиса суспензии;

VОС - объем гелеподобного осадка глинистой фазы.

Главное предназначение «Ингидола» - использование в качестве ингибитора набухания активных, гигроскопичных, интенсивно набухающих глин и для предотвращения сальникообразования при бурении в верхних интервалах скважин, сложенных глинами раннего и среднего литогенеза (до 2500 м).

Определение УОС производится методом вынужденной коагуляции и седиментации глинистой суспензии под действием ингибирующей добавки. Производится приготовление водных растворов различных ингибиторов, которые берутся в одинаковых концентрациях. Концентрация ингибитора подбирается, исходя из требования максимальной контрастности процесса синерезиса. В водный раствор каждого ингибитора вносят 10% мас. бентопорошка (используется бентонит марки ПБМБ Зырянского месторождения, не содержащий полимеров), после чего полученную суспензию перемешивают на низкооборотной мешалке 100 - 150 об/мин в течение 3 - 5 мин и оставляют в покое на 30 - 40 мин. В процессе отстаивания происходит расслоение глинистой суспензии с образованием ярко выраженных слоев: верхнего слоя жидкой фазы (дисперсионной среды) и нижнего слоя бентонитового геля. На рис. 7 представлены величины УОС для различных ингибиторов.

Наибольшие значения УОС (УОС>1) характерны для неорганических солей (KCl, CaCl2), обладающих ярко выраженным коагулирующим действием. Применение таких ингибиторов в реальных системах затруднено нарушением устойчивости бурового раствора. Органические же ингибиторы обладают крайне низкой величиной УОС, не превышающей 0,2. Это свидетельствует, с одной стороны, о безопасном использовании ингибитора в составе глинистого раствора (отсутствие коагулирующей активности), но в то же время показывает, что органические реагенты имеют весьма низкий ингибирующий эффект. Реагент «Ингидол» имеет показатель УОС, стремящийся к 1, то есть проявляет достаточную ингибирующую активность, но вместе с тем не является коагулянтом, обеспечивая стабильность глинистого раствора.

Таким образом, в результате лабораторных исследований и промышленных испытаний показанно, что уже при концентрации 1% «Ингидол» обладает высокой ингибирующей способностью. Также исследовано влияние ингибирующих добавок на эффективную вязкость и на структурные свойства глинистой суспензии. «Ингидол» обладает умеренным разжижающим эффектом. При использовании «Ингидола» даже в низких концентрациях (менее 1% мас.) вязкость суспензии понижается, что способствует увеличению глиноемкости бурового раствора. Реагент «Ингидол» имеет показатель УОС, стремящийся к 1, то есть проявляет достаточную ингибирующую активность, но вместе с тем не является коагулянтом, обеспечивая стабильность глинистого раствора.

«Ингидол Б» успешно применяется нефтесервисными компаниями в Западной Сибири, Пермском крае, Республике Коми.

Аннотация

Одной из основных причин увеличения затрат при строительстве скважин являются осложнения, связанные с потерей устойчивости глинистых пород. Эти осложнения обусловлены их определенными свойствами (склонностью к набуханию, высокой дисперсностью, липкостью, пластичностью, большой емкостью катионного обмена) и проявляются в осыпях, обвалах, вывалах горных пород, сужении ствола скважины, кавернообразовании…

One of the main causes of cost increase in the construction of wells are complications associated with loss of stability of clay rocks. These complications are due to their specific properties (prone to swelling, high dispersibility, viscosity, ductility, high capacity cation exchange) and appear in the talus, landslides, collapses of rocks, narrowing of the wellbore, caving…

Размещено на Allbest.ru