Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и в акватории моря является сложным и дорогостоящим процессом, требующим высокого профессионализма и координации сотрудников – от проектировщиков до помощников бурильщика. При этом одной из основных статей расхода на этапе сооружения скважины является сервис буровых растворов, стоимость которого может составлять до 40% от всей стоимости строительства одной скважины для российского рынка, тогда как на Западе эта цифра нередко доходит до 60–65%.
Высокая цена на сервис буровых растворов обусловлена дорогостоящими реагентами, применяемыми при приготовлении промывочных жидкостей, особенно это касается буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Однако применение РУО весьма привлекательно при первичном вскрытии продуктивных пластов, а также в интервалах возможных осложнений.
Так, растворы на углеводородной основе обладают низким показателем фильтрации, а также низким содержанием твердой фазы, что позволяет снизить загрязнение призабойной зоны пласта до минимального значения, тем самым сохранив фильтрационно-емкостные и коллекторские свойства продуктивного горизонта. Оценка качества вскрытия продуктивного пласта производится по коэффициенту восстановления проницаемости (КВП). При использовании полимерных и биополимерных растворов значение КВП редко превосходит 0,6–0,7, однако применение эмульсионных систем позволяет повысить его до 0,8–0,9 [1, 2].
С точки зрения промывки скважины и транспортировки шлама с забоя скважины РУО являются также наиболее предпочтительными, так как обладают хорошими реологическими параметрами даже при воздействии высоких температур и давлений, сохраняя плоский реологический профиль, что позволяет не повышать эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП) и не превышать градиент гидроразрыва пласта [3].
Буровые растворы на углеводородной основе являются превосходными ингибиторами глинистых отложений за счет своей инертной природы, чем предотвращают набухание и диспергирование глин, а также выбуренной породы [4]. Кроме того, молекулы масла способствуют гидрофобной кольматации микротрещин сланцев, что позволяет проходить данные интервалы без осложнений.
Кроме того, важным параметром бурового раствора является его смазывающая способность, которая характеризуется коэффициентом трения. Регулировать данный параметр позволяет добавление различных смазывающих добавок, однако наилучшей смазывающей способностью обладают РУО, которые за счет создания тонкой масляной корки буквально обволакивают бурильную колонну, что позволяет снизить коэффициент трения, а также уменьшить износ бурильного инструмента [5].
Однако, несмотря на явные преимущества, растворы на углеводородной основе обладают существенными недостатками в виде стоимости, сложности оперативного управления их свойствами в процессе бурения, трудностями при интерпретации данных, полученных в ходе геофизических исследований скважины.
Нивелировать данные недостатки можно, используя растворы типа «масло в воде» [6, 7]. Данные промывочные жидкости по своим технологическим свойствам схожи с РУО, они способны обеспечивать высокую стабильность ствола скважины при проходке наклонно-направленных и горизонтальных участков, а также позволяют минимизировать загрязнение продуктивного пласта. Однако, несмотря на явные преимущества, любые эмульсионные системы проигрывают буровым растворам на водной основе (РВО) из-за своей высокой стоимости и низкой экологичности.
Одним из вариантов решения этой проблемы являются буровые растворы, содержащие отработанное растительное масло [8]. Успешные исследования последних лет демонстрируют [9–11], что они могли бы заместить «классические» углеводородные системы благодаря более привлекательной стоимости и отсутствию вредного воздействия при неизменно высоких показателях бурения, а также эффективном первичном вскрытии продуктивных пластов.
Целью данной работы являлась разработка состава биополимерно-эмульсионного раствора для первичного вскрытия пласта, который содержал бы в качестве углеводородной фазы отработанное растительное масло и при этом не уступал бы по своим параметрам «классическим» углеводородсодержащим системам.
Материалы и методы исследования
Для создания биполимерно-эмульсионных растворов (БЭР) в качестве дисперсной фазы использовались: гидравлическое масло ВМГЗ «Волга-Ойл» – всесезонное масло гидравлическое сгущенное; отработанное растительное масло (ОРМ) – смесь растительных масел, использованных для приготовления пищи, собранная в емкость и пропущенная через фильтровальную бумагу для очищения от механических примесей.
Для создания устойчивой эмульсии в качестве эмульгатора был взят Полисорбат (Твин-80), который является неионогенным ПАВ.
Помимо дисперсионной среды, которой выступала вода, дисперсной фазы, а также эмульгатора, в раствор также были включены: соль KCl, используемая для утяжеления и качественного ингибирования глин; ксантановый биополимер DOUVIS NS, который выступает в качестве структурообразователя для растворов при первичном вскрытии пласта и отличается повышенной термостойкостью; модифицированный крахмал DEXTRID LTE, используемый в качестве понизителя фильтрации, а также модификатора реологических свойств; каустическая сода NaOH – для регулирования свойств pH; бактерицид Microbicide Remacidiver в качестве ингибитора деструкции полисахаридов и микромрамор (CaCO3) с размером фракционного состава 5 мкм и 50 мкм, используемый для доведения раствора до заданной плотности и кольматирования порового пространства пласта.
Измерение технологических параметров приготовленных растворов проводилось согласно стандартам API на следующих приборах: плотность – на рычажных весах FANN; пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), статическое напряжение сдвига (СНС) – на ротационном вискозиметре FANN Model 35SA; показатель фильтрации – на фильтр-прессе FANN LPLT; коэффициент трения – на приборе для определения предельного давления / смазывающих свойств FANN 212.
Результаты исследования и их обсуждение
При отработке рецептуры бурового раствора для определения количества добавки того или иного реагента были изучены рекомендации производителей по приготовлению промывочных жидкостей и выбрано оптимальное содержание каждого вещества. Так, для ксантанового биополимера количество вещества, которое необходимо для придания жидкости структурных свойств, колеблется от 1 до 5 кг/м3, в то время как для модифицированного крахмала это значение находится в пределах от 6 до 17 кг/м3. Оптимальным содержанием ксантанового биополимера было выбрано 3 кг/м3, а модифицированного крахмала – 11,5 кг/м3 как средние значения.
Однако при проведении измерений базовых параметров полученных растворов пластическая вязкость (PV) и ДНС (YP) растворов оказались завышены и равны для раствора, содержащего в качестве дисперсной фазы масло ВМГЗ, 43 мПа ∙ с и 31 Па, а для БЭР ОРМ – 40 мПа ∙ с и 29 Па соответственно. Дальнейшее утяжеление растворов привело бы лишь к увеличению реологических параметров, что еще более негативно сказалось бы на прокачке промывочной жидкости и могло бы повлечь за собой потерю циркуляции, а также гидроразрыв пласта. При этом попытка снижения реологических свойств посредством добавления ферромхромлигносульфоната (ФХЛС) к успеху не привела.
При дальнейшей работе над рецептурой состава бурового раствора было принято решение о снижении количества используемого ксантанового биополимера и модифицированного крахмала. Содержание крахмала было сокращено до минимально возможных 6 кг/м3, тогда как для получения оптимального реологического профиля было принято решение изменять содержание ксантанового биополимера в диапазоне от 1 до 3 кг/м3 с шагом 0,5 кг/м3. Так была получена следующая зависимость реологических характеристик от содержания ксантанового биополимера для БЭР ВМГЗ (табл. 1).
На основании данных, полученных при измерении реологических параметров БЭР ВМГЗ, были построены реологические модели при различном содержании ксантанового биополимера (рисунок).
Таблица 1
Отработка состава промывочной жидкости для получения требуемых реологических параметров
|
Содержание биополимера |
1,0 г DUOVIS NS |
1,5 г DUOVIS NS |
2,0 г DUOVIS NS |
2,5 г DUOVIS NS |
3,0 г DUOVIS NS |
|
600 RPM |
25 |
28 |
32 |
38 |
42 |
|
300 RPM |
17 |
20 |
24 |
29 |
33 |
|
200 RPM |
14 |
17 |
21 |
26 |
30 |
|
100 RPM |
10 |
12 |
16 |
21 |
25 |
|
6 RPM |
4 |
5 |
8 |
11 |
13 |
|
3 RPM |
3 |
4 |
7 |
9 |
11 |
|
PV, сП |
8 |
8 |
8 |
9 |
9 |
|
YP, фунт/100 фут2 |
9 |
12 |
15 |
20 |
24 |
Реологические модели, полученные для различного содержания ксантанового биополимера
Так, можно заметить, что при понижении содержания ксантанового биополимера реологическая модель исследуемой жидкости приближается к бингамовской, присущей глинистым буровым растворам. Увеличение содержания ксантанового биополимера ведет к увеличению показателя нелинейности, следовательно, промывочная жидкость может быть описана модифицированной степенной моделью Гершеля–Балкли.
Минимальному содержанию ксантанового биополимера (1,0 и 1,5 г) при низких оборотах соответствуют низкие значения угла закручивания торсионной пружины, что следует интерпретировать как плохую удерживающую способность частиц выбуренной породы, а также утяжелителя. При содержании ксантановой смолы 3,0 и 2,5 г значения СНС и ДНС оптимальны, однако существует необходимость дальнейшего утяжеления системы, что приведет к дополнительному росту этих показателей.
Таким образом, оптимальным количеством ксантанового биополимера DUOVIS NS, которое необходимо добавить в раствор для достижения лучших реологических характеристик, является 2,0 г, при этом пластическая вязкость равна 8 мПа ∙ с, ДНС – 9,6 Па (20 фунт/100 фут2), СНС за 10 сек – 3,4 Па (7 фунт/100 фут2), а СНС за 10 мин – 4,3 Па (9 фунт/100 фут2).
Полученные составы биполимерно-эмульсионных жидкостей представлены в таблице 2.
Таблица 2
Разработанные составы буровых растворов
|
Наименование реагента |
Назначение реагента |
БЭР ВМГЗ |
БЭР ОРМ |
|
Вода |
Дисперсионная среда, основа бурового раствора |
800 мл |
800 мл |
|
Масло |
Дисперсная фаза |
200 мл |
200 мл |
|
Твин 80 |
Эмульгатор прямой эмульсии |
9 г |
9 г |
|
DUOVIS NS |
Структурообразователь |
2 г |
2 г |
|
DEXTRID LTE |
Контроль фильтрации, модификатор реологических свойств |
6 г |
6 г |
|
KCl |
Ингибитор гидратации глин |
200 г |
200 г |
|
NaOH |
Контроль pH среды |
0,5 г |
0,5 г |
|
Microbicide Remacidiver |
Ингибитор деструкции полисахаридов |
0,5 г |
0,5 г |
|
BARACARB-5 |
Утяжелитель, кольматант |
95 г |
85 г |
|
BARACARB-50 |
Утяжелитель, кольматант |
95 г |
85 г |
|
RF Defoamer |
Пеногаситель |
10 г |
10 г |
Для уменьшения инфильтрации водной фазы в продуктивный пласт рационально использовать кольматант – микрокальцит. При этом для успешного кольматирования порового пространства следует использовать микромрамор различного фракционного состава.
В результате проведенных исследований были получены следующие параметры для разработанных буровых растворов (табл. 3).
Таблица 3
Параметры разработанных промывочных жидкостей
|
Параметры бурового раствора |
БЭР ВМГЗ |
БЭР ОРМ |
|
Плотность, кг/м3 |
1200 |
1200 |
|
Пластическая вязкость, мПа ∙ с |
16,0 |
15,0 |
|
ДНС, Па |
12,5 |
10,5 |
|
СНС10 сек, Па |
5,3 |
4,7 |
|
СНС10 мин, Па |
6,7 |
5,7 |
|
Показатель фильтрации, см3/30 мин |
4,0 |
3,0 |
|
Коэффициент трения |
0,20 |
0,17 |
Реологические параметры обоих растворов позволяют осуществлять качественную очистку ствола скважины, однако значение ДНС БЭР ВМГЗ несколько выше допустимого по стандарту API, согласно которому ДНС промывочной жидкости должно лежать в пределах от 7 до 12 Па, что объясняется тем, что кинематическая вязкость базового масла для приготовления данного раствора выше, чем вязкость ОРМ.
Показатель фильтрации БЭР ОРМ предпочтительнее в условиях первичного вскрытия пласта, тогда как значение БЭР ВМГЗ лежит на верхней границе данного параметра, что может свидетельствовать о более низкой устойчивости полученной эмульсии.
Коэффициент трения БЭР ОРМ ниже, чем значение, полученное для БЭР ВМГЗ. Это объясняется тем, что в растворах, содержащих растительные масла, наличествуют свободные жиры, а также небольшая доля глицерина, которые способствуют улучшению смазывающих способностей бурового раствора.
Таким образом, можно говорить о том, что разработанная система промывочной жидкости БЭР ОРМ не только не уступает, но и превосходит по некоторым параметрам БЭР ВМГЗ, что делает ее использование перспективным и привлекательным, особенно при бурении наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.
Заключение
В результате проделанной работы было получено два состава биополимерно-эмульсионных буровых растворов с различной дисперсной фазой: ВМГЗ и ОРМ. Проведенные исследования доказали эффективность и возможность создания стабильной прямой эмульсии при использовании отработанного растительного масла, которое обладает низкой токсичностью в сравнении с классическими углеводородными системами.
При необходимости можно использовать базовый состав бурового раствора без утяжелителя, однако в таком случае повышенное внимание следует уделять инфильтрации водной фазы. При этом повышение содержания углеводородной фазы или переход эмульсии из прямой в обратную могут снизить показатель фильтрации до сверхнизких значений, но в таком случае есть риски потери устойчивости эмульсии. Снижение показателя фильтрации посредством повышения содержания модифицированного крахмала может негативно сказаться на реологических параметрах бурового раствора, в то время как стандартные понизители фильтрации для растворов на водной основе, такие как ФХЛС или КССБ (конденсированная сульфат спиртовая барда), не работают с прямыми эмульсиями.
В целом БЭР ОРМ показал себя эффективным в лабораторных условиях, однако для окончательной оценки работоспособности данной системы требуются изучение технологических параметров раствора при моделировании скважинных условий, а также апробация на промысле.
Библиографическая ссылка
Чудинова И.В., Валиулин Р.Ф. РАЗРАБОТКА СОСТАВА ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОЙ БИОПОЛИМЕРНОЙ ПРЯМОЙ ЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ // Успехи современного естествознания. – 2022. – № 7. – С. 74-79;URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=37859 (дата обращения: 25.04.2024).