Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо-химическим воздействием

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо-химическим воздействием"

003465908 На правах рукописи

ГАЙДАРОВ Миталим Магомед-Расулович

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОЛУЧЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МЕХАНО-ХИМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения

и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

О о

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003465908

Работа выполнена в ООО «Научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ» и в Актюбинском отделении Казахского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (АО КазНИГРИ).

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ведущее предприятие - ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП).

Защита состоится 10 июня 2009 г. в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 8 мая 2009 г.

Агзамов Фарит Акрамович

доктор технических наук

Крысин Николай Иванович,

доктор технических наук

Овчинников Павел Васильевич

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Н.И.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Развитие нефтегазовой промышленности, увеличение объемов геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине, в Западной Сибири и на севере европейской части России, необходимость ускорения работ по освоению нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе требуют совершенствования технологии буровых работ, повышения их научно-технического уровня.

Успешное выполнение этих требований возможно при повышении качества строительства глубоких скважин, главным образом, за счет использования эффективных составов буровых растворов и технологий управления их свойствами с целью предотвращения технологических осложнений в процессе бурения.

Строительство глубоких скважин в сложных горногеологических условиях, обусловленных литологией, чередованием терригенных, хемогенных и карбонатных пород, наличием зон аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) и температур, значительных толщ глинистых отложений, большими глубинами залегания углеводородного сырья, сопряжено с возникновением технологических осложнений, значительным расходом материалов и времени при получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств.

Качество буровых растворов в этих условиях определяется технологией получения и эффективностью управления их свойствами. Существующие технологии получения и управления свойствами утяжеленных, особенно минерализованных и углеводородных буровых растворов в условиях высоких температур не всегда эффективны и требуют значительного расхода материалов и времени и не всегда приводят к положительным результатам.

Бурение в гидратационноактивных глинистых отложениях сопровождаегся осложнениями в виде осыпей, обвалов, кавернооб-разований и т.д. Известно, что причиной потери устойчивости глин является их увлажнение дисперсионной средой бурового раствора. Применением существующих высокоингибированных и традиционно используемых растворов не всегда удается сохранить устойчивость гидратационноактивных глинистых пород.

Для предупреждения пластического течения солей и текучих глин, нефтегазопроявлений необходимым инженерно-техническим решением является увеличение плотности бурового раствора. В процессе бурения интервалов с коэффициентом аномальности более 2,3 требуется применение утяжеленных растворов. Однако на практике получать утяжеленные растворы плотностью более 2300 кг/м3 с требуемыми технологическими показателями технически трудно и иногда невозможно.

Поэтому актуальной и технически необходимой для решения задачей, имеющей большое практическое значение для строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях, является разработка буровых растворов и технологий их получения, обеспечивающих:

- минимальные затраты материалов и времени на получение и регулирование их свойств с различной дисперсионной средой;

- устойчивость гидратационноактивных глинистых отложений;

- получение утяжеленных растворов плотностью 2500 кг/м3 и более.

Работа выполнена в соответствии с программой «Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг.».

Цель работы. Разработка буровых растворов и методов регулирования их технологических свойств для повышения эффективности бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.

Идея работы - предупреждение осложнений в процессе бурения глубоких скважин за счет дезинтеграторной обработки буровых растворов, управления формированием клатратов в гидратационноактивных глинистых отложениях и обменных химических реакций для получения утяжеленных буровых растворов применительно к солевым отложениям и зонам АВПД.

Основные задачи исследований

1. Анализ технологических осложнений в процессе бурения глубоких скважин, обусловленных несоответствием свойств буровых растворов условиям бурения, с целью регулирования этих свойств и управление ими при строительстве скважин

2. Исследование влияния дезинтеграторной обработки на свойства буровых растворов с различной дисперсионной средой, разработка составов и технологии их получения.

3. Исследование процессов взаимодействия глин с углеводородными соединениями из состава бурового раствора, разработка рецептур и технологии их получения.

4. Исследование процессов конденсирования твердой фазы в растворах электролитов при получении утяжеленных растворов, разработка составов и технологии их получения.

5. Апробация и промышленное внедрение разработанных буровых растворов и технологий управления их свойствами при проводке глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.

Научная новизна заключается в установлении зависимости изменения структурно-реологических параметров буровых растворов от скорости разрушения структуры дисперсной системы с различными дисперсионными средами, конденсации утяжелителей при обменных реакциях электролитов, а также влияния соединений включений на устойчивость гидратационноактивных глинистых пород.

Основные защищаемые положения

1. Обработка буровых растворов с различной дисперсионной средой по дезинтеграторной технологии при скоростях 10000-12000 об/мин позволяет улучшить их основные технологические показатели, при одновременном сокращении расхода материалов (в 1,5-2,0 раза) и времени их приготовления.

2. Устойчивость ствола скважины в интервалах бурения глинистых отложений обеспечивается их гидрофобной кольматацией пу-

тем механического заполнения микротрещин и пустот дисперсной фазой бурового раствора, а также физико-химическим взаимодействием с активными составляющими раствора с формированием соединений включений в структуре воды на поверхности гидратаци-онноактивных пород.

3. Увеличение плотности дисперсной системы путем поэтапного ввода высокорастворимых солей (калиевых и бромнатриевых) и баритового утяжелителя, а также конденсацией сульфата бария при обменных реакциях электролитов позволяет получать утяжеленные буровые растворы с плотностью 2500-2700 кг/м3 с удовлетворительными технологическими параметрами.

Практическая ценность состоит разработке и внедрении в практику строительства скважин в сложных горно-геологических условиях:

-технологии дезинтеграторной активации буровых растворов, в результате применения которой при приготовлении, регенерации и управлении свойствами буровых растворов более чем на 80-ти скважинах в Прикаспийской впадине (ПГО «Актюбнефтегазгеоло-гия») удалось сократить расход материалов (в 1,5-2 раза) и времени на приготовление и обработку (в 2 раза);

-составов разработаных гидрофобных кольматантов для обработки буровых растворов в неустойчивых глинистых породах при использовании которых при бурении более чем в 50-ти глубоких скважинах (ПГО «Актюбнефтегазгеология») удалось предотвратить осыпания глинистых пород;

-углеводородные растворы и технологии их получения (ПГО «Актюбнефтегазгеология», ПГО «Уралькснефтегазгеология», ПГО «ЮжКазгеология»). Обеспечено снижение расхода материалов и времени на приготовление и регулирование свойств и повышение технико-экономических показателей бурения;

-рецептур утяжеленных растворов с плотностью 2500 кг/м3 и более для бурения глубоких геологоразведочных скважин в сложных горно-геологических условиях с АВПД.

Внедрение дезинтеграторной технологии на скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» позволило сэкономить более 1500 т глинопо-рошка, 4500 т барита, 75 т КМЦ и крахмала, 800 т технической соли,

сократить время на 2200 ч, что в денежном выражении по ценам мая 2007г. составило более 40,7 млн руб.

Исходный материал и личный вклад. В основу диссертационной работы положены результаты теоретических, экспериментальных и производственных исследований, начатых в 1985 г. и выполненных при непосредственном участии автора в лаборатории специальных буровых растворов Актюбинского отделения Казахского научно-исследовательского геолого-разведочного нефтяного института, Уральской партии №6 Атырауской опытно-методической экспедиции, ООО "ХимПАНГА", ООО "ВНИИГАЗ". Личное участие автора состоит в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке и управлению свойствами буровых растворов с различной дисперсионной средой, получению составов гидрофобных кольматантов, утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также внедрения результатов работы в промышленных условиях.

Апробация работы. Основные материалы диссертации докладывались на: Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов ( Шевченко, 1987); Всесоюзной школе-семинаре "Эффективность применения полимерных растворов при бурении и закачивании глубоких разведочных скважин на нефть и газ" ( Тюмень, 1989 ); Всесоюзной научно-практической конференции "Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр" ( Ленинград, 1990 ); Казахстанско-американской конференции по развитию нефтяной и газовой промышленности ( Алматы, 1992 ); Международной конференции: ПХГ "Надежность и эффективность" (ВНИИГАЗ, Москва, 2006 ); "XI Международная конференция по водорастворимым эфи-рам целлюлозы (Владимир, 2007); отраслевой конференции "Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО "ГАЗПРОМ" ( Астрахань, 2007). Работа в полном объеме докладывалась на заседании кафедры бурение нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета ( Уфа, 2008 ), на заседании секции «Строительство, эксплуатация скважин и промысловая подготовка углеводородов» Ученого совета ООО

«ВНИИГАЗ» (п. Развилка, 2008 ) и на заседании кафедры технологии и техники бурения скважин Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова ( Санкт-Петербург, 2008 ).

Публикации. Основные положения работы опубликованы в 47 научных работах, в том числе в 7 авторских свидетельствах и патентах, 12 работ опубликованы в журналах, входящих в «Перечень...», утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников ( 144 наименования ), приложения и содержит 315 стр., 52 рис., 58 табл. В приложении приведен акт, подтверждающий объем и эффективность промышленного использования разработок.

Автор выражает глубокую признательность своим первым учителям: горному инженеру В.П. Андрееву и канд. техн. наук У.С. Карабалину; д-ру техн. наук, проф. Я.М. Курбанову, д-ру техн. наук 3.3. Шарафутдинову, а также всем коллегам из ООО «ВНИИГАЗ», Актюбинского отделения КазНИГРИ, КазНИГРИ, ПГО «Актюбнефтегазгеология», «Уральскнефтегазгеология», ПО «Актюбнефть» за оказанную помощь при выполнении работы и проведении промысловых испытаний.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, ее цель, задачи исследований, представлена научная новизна и основные защищаемые положения, показана практическая ценность результатов диссертации и ее реализация в промышленности.

В первой главе приведены сведения о сложных горногеологических условиях, обусловленных литологией, чередованием надсолевых, солевых и подсолевых отложений, наличием зон АВПД, большими глубинами залегания углеводородного сырья, высокими температурами и т.д.

Строительство глубоких скважин в этих условиях с использованием существующих буровых растворов и технологий управления их свойствами сопряжено со следующими трудностями:

- перерасходом материалов и времени, особенно при использовании минерализованных, высокоминерализованных и углеводородных растворов;

- потерей устойчивости ствола скважины;

- проблемой получения утяжеленных растворов с плотностью 2300 кг/м3 и более и управления их технологическими свойствами.

Совершенствованию технологий получения и создания буровых растворов с различными дисперсионными средами посвящены исследования Агзамова Ф.А., Альхамова И.М., Ангелопуло O.K., Андреева В.П., Бастрикова С.Н., Булатова А.И., Гасумова P.A., Головко В.Н., Грачева С.И., Закирова H.H., Измухамбетова Б.С., Кис-тера Э.Г., Клещенко И.И., Кошелева В.Н., Кошелева А.Т., Крысина Н.И., ЛапердинаА.Н., Липкеса М.И., Лукманова P.P., Мухина Л.К., Николаева Н.И., Оголихина Е.А., Потапова А.Г., Проселкова Ю.М., Резниченко М.Н., Рябченко В.И., Рябоконя A.C., Токунова В.И., Троценко С.М., Федорова K.M., Фролова A.A., Шарафутдинова 3.3., Шарипова А.У., Штоль В.Ф., Щица Л.А. и многих других.

В свое время предлагались для приготовления буровых растворов различные конструкции гидравлических и механических диспергаторов (активаторов), что, однако не позволило достичь требуемых результатов по снижению расхода материалов и временных затрат.

Особенностью бурения в мощных солевых отложениях является то, что в процессе углубления увеличения структурно-реологических показателей раствора не наблюдается и для пополнения объема раствора не требуется периодических разбавлений (разжижений). Поэтому пополнение объема раствора в этих условиях производится добавкой свежеприготовленного раствора с аналогичным составом и свойствами. Приготовление свежего высокоминерализованного раствора требует больших затрат времени и материалов. Аналогичная ситуация складывается и при использовании углеводородных растворов. Зачастую буровики в этих условиях допускают ошибку и пополнение объема раствора производят периодическими разбавлениями. Если при этом используемый буровой раствор является утяжеленным, то через определенное число разбавлений наблюдается не только выпадение барита, но и могут иметь ме-

сто серьезные осложнения из-за отрицательного изменения структурно-реологических показателей и плотности.

Практический опыт показывает, что повышение структурно-реологических показателей раствора в этих условиях - задача не простая, требующая высокой квалификации персонала, больших затрат времени и материалов.

Одним из перспективных направлений управления свойствами буровых растворов является механохимическая активация в дезинтеграторе. Ее преимущества показаны в работах Хинта И.А. и его школы, где в основном рассмотрены процессы измельчения сухих материалов и смесей. Анализ работ по механохимической активации в дезинтеграторе предполагает улучшение показателей составов раствора при одновременном снижении расхода компонентов и времени на приготовление.

Осыпание глинисто-аргиллитовых пород при бурении глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях распространено повсеместно. Анализ осыпей терригенных пород показывает, что осложнения данного типа с ростом глубин проявляются часто и наиболее тяжелы в управлении. Решением проблемы сохранения устойчивости глинистых пород занимались Ангелопуло O.K., Агза-мов Ф.А., Альсеитов Б.Д., Ахмадиев Р.Г., Байдюк Б.В., Близнюков

B.Ю., Быстров М.М., Войтенко B.C., Городнов В.Д., Горшков Л.К., Гноевых Н.И., Зозуля В.П., Зозуля Г.П., Ефимов A.C., Ишбаев Г.Г., Ипполитов В.В., Калинин А.Г., Карабалин У.С., Кереев A.M., Кис-тер Э.Г., Конесев Е.В., Крылов В.И., Крысин Н.И., Кузнецов В.Г., Кузнецов Ю.С., Кулябин В.А., Курбанов Я.М., Леонов Е.Г., Мавлю-тов М.Р., Мамаджанов У.Д., Медведский Р.И., Мирзаджанзаде А.Х., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Паус К.Ф., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Попов А.Н., Сеид-Рза М.К., Семенычев Г.А., Симонянц

C.Л., Сулакшин С.С., Тагиров K.M., Умешева И.М., Фаин Г.М., Фе-дорцов В.К., Шарафутдинов 3.3. и другие.

Практика глубокого бурения в гидратационноактивных глинистых породах Прикаспийской впадины показала, что для устранения осыпей недостаточно только соответствующего регулирования плотности, показателя фильтрации и солевого состава раствора.

При строительстве скважин на площади Шубаркудук в Прикаспийской впадине для ликвидации осыпаний гидратационноак-тивных глин впервые было предложено использовать гидрофобный кольматант по рекомендации О.К.Ангелопуло. Значительный вклад в решение проблемы сохранения устойчивости глинистых пород путем использования различных составов гидрофобных кольматан-тов внесли Ангелопуло O.K., Андреев В.П., Ахмадиев Р.Г., Карабалин У.С.

Несмотря на достигнутые успехи в этом направлении, для широкого практического использования гидрофобных кольматантов необходимо повысить их эффективность. Сдерживающим фактором в разработке эффективных составов гидрофобных кольматантов является то, что механизм реализации гидрофобной кольматации не достаточно изучен. Изучение механизма гидрофобной кольматации позволит разработать эффективные составы кольматантов для сохранения устойчивости глин.

Для предупреждения пластического течения солей и сильно увлажненных глин, нефтегазоводопроявлений в зонах АВПД с коэффициентом аномальности более 2,3 превалирующее значение имеет повышение плотности бурового раствора. На основе известных реагентов и утяжелителей можно получить утяжеленные растворы плотностью 2200-2300 кг/м3 с удовлетворительными технологическими показателями. Дальнейшее повышение плотности приводит, в частности, к неуправляемому изменению реологических показателей из-за чрезмерно высокого содержания в них твердой фазы. Опыт глубокого бурения показывает, что в практической деятельности возникает необходимость в утяжелении буровых растворов до плотности 2500 кг/м3 и более.

Получением утяжеленных растворов высокой плотности занимались в разное время Баранов B.C., Будько A.B., Быстрое М.Н., Есеев В.Д., Ибатуллин P.P., Катеев Р.И., Кистер Э.Г., Курбанов Я.М., Кутуков С.Е., Мавлютов М.Р., Мискарли А.К., Низова С.А., Нифонтов Ю.А., Рахимов А.К., Рябоконь A.C., Рябченко В.И., Толкачев Г.М., Урманчеев С.Ф., Хафизов А.Р., Фридман И.Д., Челомби-ев Б.К. Шатов A.A. и другие.

Анализ состава и свойств утяжеленных растворов показывает, что наиболее перспективно управление их свойствами на основе поэтапного комплексного утяжеления дисперсионной среды электролитами (или продуктами конденсации) и утяжелителем.

Для повышения работоспособности буровых растворов, предотвращения технологических осложнений в процессе бурения с целью повышения эффективности строительства глубоких скважин необходимо разработать новые эффективные составы промывочных агентов, технологий их получения и методы управления их свойствами.

Во второй главе рассмотрены вопросы механохимической активации в высокоскоростных дезинтеграторных аппаратах. Исследования влияния эффектов механохимической активации на буровые растворы проводились на дезинтеграторной установке с максимальным числом оборотов роторов до 18000 об/мин с шестирядны-ми «пальцами-билами».

Буровые растворы на водной основе. В дезинтеграторе буровой раствор подвергается мощным ударам, причем каждый удар меняет направление движения на 180°, в связи, с чем частицы раствора двигающиеся со скоростью до 240 м/с также меняют направление вектора скорости, что приводит к кавитационным явлениям, разогреву суспензии, интенсификации процессов активирования.

Механохимическая активация воды в дезинтеграторной установке измененяет в водной среде между мономерной и полимерной составляющими воды, уменьшая долю последней и увеличивая долю первой.

Так как энергия мономерной воды всегда больше энергии полимерной, то увеличение мономерной воды повышает энергетическую активность системы. Содержание в воде других компонентов приводит к более эффективным взаимодействиям воды с компонентами раствора.

Структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора зависят от дисперсности и количества глинистых частиц и соотношения между гидратной, гелевой и мономерной воды. С увеличением доли мономерной воды раствор разжижается и наоборот. Как показывают исследования дезинтеграторная актива-

ция имеет место при интенсивности воздействия 9000 об/мин и выше, т.к. при этом наблюдается существенное улучшение структурно-механических показателей раствора (табл.1), что свидетельствует об изменении дисперсности, количества глинистых частиц и доли мономерной воды.

Дезинтеграторная активация свежеприготовленной глинистой суспензии приводит к увеличению количества глинистых частиц, дисперсности и доли мономерной воды, кинетически и химически более активной и обеспечивающей ускорение процессов заполнение гидросиликатной структуры глины, набухание, восстановления донорно-акцепторного взаимодействия воды с гидросиликатной оболочкой, формирование гидратного и гелевого слоев воды.

Таблица 1

Изменение показателей свойств 15 %-ной глинистой суспензии при различных режимах дезинтеграторной обработки

Режим обработки, об/мин Показатели глинистой суспензии

Т,с Т)лл> » мПа-с х0, Па СНС, Па

Исходный 16,8 6,0 1,8 0,4

3000 17,2 6,5 2,1 0,4

6000 17,5 7,0 2,4 0,6

9000 20,5 8,5 3,4 1,6

12000 23,0 9,5 4,3 2,9

15000 25,7 10,0 5,4 3,7

18000 29,2 10,5 7,6 6,2

Совокупность всех механических и физико - химических факторов высокоинтенсивного воздействия на глинистые растворы в дезинтеграторе приводит как к количественным, так и к качественным изменениям дисперсной фазы, дисперсионной среды и введенных компонентов. Количество частиц со средним размером 5 мкм резко возрастает с увеличением интенсивности воздействия (рис.1). Наибольший эффект улучшения реологических показателей исход-

ной глинистой суспензии приготовленной (и выдержанной для полного распускания 3 сут) в лопастной мешалке из глинопорошка с коэффициентом коллоидальности к = 0,18 при дезинтеграторной обработке наблюдается в режиме 9000 об/мин и выше (табл.1).

3 2 1

¥,% 100 80 60 40 20 0

Рис.1. График зависимости фракционного состава твердой фазы (Г%) 20 %- ной глинистой суспензии:

1 - фракционный состав твердой фазы исходного раствора; 2, 3 - фракционный состав после дезинтеграторной активации при 12000 и 18000 об/мин соответственно.

Экспериментально установлено, что во время активации доля мономерной воды резко увеличивается, а после активации и восстановления структуры раствора уменьшается по сравнению с первоначальной. Дезинтеграторная активация позволяет путем изменения количества глинистых частиц, дисперсности и доли мономерной воды улучшить структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора.

Для оценки степени влияния дезинтеграторной обработки на стабилизирующие свойства понизителей фильтрации использовали следующую методику: готовую исходную глинистую суспензию подвергали дезинтеграторной обработке в режиме 18000 об/мин с целью снятия эффекта снижения показателя фильтрации, за счет активации глинистой фазы. После этого в глинистую суспензию вводили понизитель фильтрации и перемешивали на лабораторной мешалке в течение 2 ч, затем через сутки замерялся показатель фильтрации, который принимался за исходный. Подготовленную таким образом химически обработанную глинистую суспензию подвергали обработке в дезинтеграторной установке при различной интенсивности воздействия (рис.2).

Рис.2. Влияние интенсивности воздействия в дезинтеграторе на фильтрацию 15%-ной глинистой суспензии, обработанной полимерами: 1 - 2% крахмальный реагент; 2 - 0,4% КМЦ. Экспериментальным путем установлено, что максимальное снижение показателя фильтрации раствора достигается при режимах обработки: - 10000 - 12000 об/мин для растворов содержащих КМЦ и

О 3000 6000 9000 12000 15000 18000

Режим обработки, об/мин

крахмал; - 14000 - 15000 об/мин для растворов содержащих КССБ и УЩР.

Увеличение высокоинтенсивного воздействия свыше 12000 об/мин в растворах содержащих КМЦ и крахмал, приводит к росту показателя фильтрации за счет деструкции макромолекул полимеров. Наибольший эффект повышения стабилизирующих свойств понизителей фильтрации от высокоинтенсивного механохимического воздействия в дезинтеграторе проявляется, когда обработке подвергается буровой раствор с ранее введенными химическими реагентами. В этом случае получается наибольший прирост снижения показателя фильтрации раствора, чем при раздельном активировании составляющих компонентов системы (рис.3).

0,2 0,4 0,6

Концентрация КМЦ, %

Рис.3. Влияние способа активации КМЦ-600 на фильтрацию 15%-ной глинистой суспензии:

1 - без активации; 2 - активация до ввода в глинистую суспензию при режиме 12000 об/мин; 3 - активация в составе раствора при режиме 12000 об/мин.

Аналогичные результаты получены при испытании крахмальных реагентов, УЩР и КССБ. Исследования, проводимые на установке БЕ81-12, показали, что дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов на водной основе путем механохими-ческой активации приводит к появлению новых структурно-механических и фильтрационных свойств и сокращению расхода глиноматериалов в 2 раза и понизителей фильтрации в 1,5 раза.

На основании результатов изучения влияния механо-химической активации в дезинтеграторе на глинистые суспензии было принято решение об использовании дезинтеграторной технологии для управления свойствами буровых растворов на водной основе в промысловых условиях при выполнении операций приготовления:

- свежего раствора (первичное приготовление раствора);

- малоглинистых и эмульсионных растворов;

- раствора на базе циркулирующего в скважине, а также регенерация и утяжеление раствора из бросовых материалов.

Буровые растворы на углеводородной основе. Для управления структурно-механическими и фильтрационными показателями углеводородных растворов,также, исследовано влияние дезинтеграторной активации. На примере изучения структурно-механических показателей известково-битумных растворов (ИБР): так для получения раствора по дезинтеграторной технологии с СНС^О^-О.б Па достаточно 15% извести, против 30% при традиционном способе приготовления. Разработанная технология приготовления позволяет упростить состав ИБР и улучшить параметры раствора (табл.2). Кроме того, механохимическая активация позволяет избавиться от содержания свободной воды, тогда как при обычном способе приготовления этот показатель составляет до 3%. В приведенных составах в 1 м3 содержание ДТ составляет 0,66 м3, а битума 0,2 т, а растворы №3 и№4 утяжелены баритом.

На основании экспериментальных исследований разработаны новые составы углеводородных жидкостей с использованием: растворителя окисленного битума « Повяма »; госсиполовой смолы; продуктов омыления госсиполовой смолы и каустической соды.

Углеводородные растворы на основе реагента "Повяма", позволяют без подогрева дисперсионной среды производить растворение высокоокисленного битума. Поэтому приготовление данного раствора сводится к растворению высокоокисленного битума в"Повяме" и последующего разбавления раствором остальных компонентов в дизельном топливе.

Таблица 2

Влияние дезинтсграторной обработки на технологические показатели ИБР

Содержание извести в 1 м3 ИБР т Способ приготовления Технологические показатели ИБР

Р, кг/м3 т, с СНС 1/ю, Па Ф, см3 С, кг/м3 со-держа-ние воды, %

0,30 обычный 1040 60 0,1/0,6 2,0 30 3

0,15 дезинтегратор-ный 1010 105 0,6/2,0 0 0 0

0,30 обычный 1300 150 0,2/0,7 1,0 70 3

0,15 дезинтегратор-ный 1300 150 0,8/2,2 0 0 0

Углеводородные растворы на основе госсиполовой смолы. Госсиполовые растворы по своему составу малокомпонентны и включают дизельное топливо, госсиполовую смолу (ГС), структуро-образователь (органофильный бентонит (ОБ) или асбест), сульфонол и утяжелитель. Приготовление госсиполового раствора осуществля-

ется в обычных перемешивающих емкостях без привлечения дополнительного оборудования. Госсиполовая смола обеспечивает углеводородным растворам удовлетворительные реологические и фильтрационные свойства (табл.3).

В качестве структурообразователя вместо органофильного бентонита или асбеста можно использовать продукты омыления гос-сиполовой смолы и каустической соды. В этом случае в качестве утяжелителя применяется тонкодисперсный известняк ( мел ).

Таблица 3

Технологические показатели госсиполовых растворов

№ Состав раствора Показатели раствора

Р, кг/см3 Лпл> мПа-с То, Па Ф, см3

1 ДТ + 7 % ОБ 900 6 6,4 >40

2 ДТ + 7 % ОБ + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола 900 15 3 3

3 №2+150 % барит + 1,5 % сульфонол 1740 52 12 4

4 №2+150 % барит + 1,5 % сульфонол + 3 % окисленный битум 1740 47 7 0,4

5 ДТ + 4 % ОБ + 1 % сульфонол. + 15 %, госсиполовая смола 900 24 6,4 2

6 ДТ + 1 % асбест + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола 870 9 2,4 5

7 №6 + 3 % окисленный битум 870 10 2,2 1

С увеличением количества каустической соды при содержании госсиполовой смолы 10% и 15% условная вязкость возрастает, а показатель фильтрации снижается (рис.4). Приготовление этих растворов обычным способом требует большого расхода компонентов. Использование дезинтеграторной активации улучшает показатели углеводородных растворов при одновременном снижении расхода материалов. Одним из существенных недостатков гидрофобных эмульсий является снижение показателя электростабильности с увеличением содержания водной фазы. Для получения качественной гидрофобной эмульсии с высоким значением показателя электростабиль-

ности необходимо применение высокоэффективного перемешивающего оборудования для гомогенизации системы.

0,03 0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 1

Содержание каустической соды, %

Рис.4. Изменение фильтрации и условной вязкости углеводородного раствора от содержания 1,4 - вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 10%; 2,3 - вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 15%

Так, исходный раствор, приготовленный на лопастной лабораторной мешалке при 14000 об/мин, имеет низкое значение показателя электростабильности (и,В) и неудовлетворительные реологические и фильтрационные показатели (табл. 4). Применение дезинте-граторной технологии при приготовлении гидрофобной эмульсии позволяет существенно повысить значение показателя электроста-

бильности, причем с увеличением интенсивности воздействия показатель электростабильности возрастает (табл. 4). Таким образом, установлено, что механохимическая активация в дезинтеграторной установке одновременно существенно улучшает реологические и фильтрационные характеристики углеводородных растворов.

Таблица 4

Влияние дезинтеграторной активации на показатели _гидрофобных эмульсий_

№ Состав раствора Режим обработки, об/мин Показатели раствора

и,В Ф, см3 Лш1> мПа-с То, Па

1 [(ДТ+ 1%ОБ + 5%ГС) - 83 об.% (рассол СаС12 плотностью 1250 кг/см3) - 17 об.% ]+ 3% эмультал 600 6 4 0,5

10000 более 2000 2 8 2,4

15000 более 2000 2 6 1,5

2 [ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГС) - 67 об.% (рассол СаС12 плотностью 1250 кг/см3) - 33 об.%1 400 5 18 2,5

10000 1200 4 17 4,9

15000 1400 3 14 3,5

3 [ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГС) - 50 об.% (рассол СаС12 плотностью 1250 кг/см3) - 50 об.% 50 10 37 5,8

10000 700 5 35 8,3

15000 800 4 33 8,3

Для приготовления и регулирования свойств буровых растворов применялся лабораторный дезинтегратор ОЕ81-12 с максимальной скоростью частотой вращения роторов до 18000 об/мин. Изучение свойств буровых растворов проводили стандартными методами с определением: плотности, условной и пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, фильтрации и др.

Для оценки устойчивости глинистых пород использовались искусственные образцы бентонитового, нефтеабадского и палыгор-скитового глинопорошков и образцы глинистых пород из бурящихся скважин, характеризующихся неустойчивым поведением. Оценка значимости экспериментальных работ проводилась по программе "STATISTICA" для WINDOWS-95.

На основании анализа полученных результатов по механохи-мической активации буровых растворов с различной дисперсионной средой можно заключить, что дезинтеграторная технология приготовления дисперсных систем является наиболее эффективной и энергоресурсосберегающей по сравнению с существующими.

В третьей главе рассмотрены проблемы и технологические решения для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Физико-химическое действие раствора вызвано воздействием дисперсионной среды на проходимые породы. Поведение глинистых пород, прежде всего, обусловлено их гидрофиль-ностью. Физико-химическое влияние фильтрата бурового раствора на свойства глинистых пород рассматривается через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил. Считается, что все эти силы в зависимости от минералогического состава глин, степени литификации, естественной влажности и т.п. в разной степени выражаются в степени набухания, усадке, размока-нии, приводящем к их разупрочнению.

Экспериментальные исследования и практические результаты, полученные при строительстве скважин, показывают на правомерность этих представлений. Однако управление глубиной проникновения фильтрата в глинистые породы за счет снижения показателя фильтрации, изменения солевого состава не позволяет в полной мере предотвратить процесс увлажнения и последующее разрушение глины.

Группой ученых (Ангелопуло O.K., Ахмадиев Р.Г., Карабалин У.С.) для сохранения устойчивости глин путем закупорки микро- и макротрещин (пор) на стенках скважины и снижения скорости увлажнения пород было предложено вводить в буровой раствор углеводородные соединения. Опыт использования гидрофобных добавок в гидратационноактивных глинистых отложениях Прикаспийской

впадины показал, что их применение не всегда позволяет сохранить ствол скважины устойчивым. Этот факт явился основанием для проведения исследований, с целью изучения механизма гидрофобной кольматации и ее влияние на устойчивость глин.

Проведенными исследованиями установлены механизмы гидрофобной кольматации, реализация которых происходит: механическим путем за счет кольматации (закупорки) и адгезионного закрепления гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор); физико-химическим путем за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Для достижения эффективной гидрофобной кольматации глинистых пород гидрофобными кольматантами, по первому варианту, необходимо производить целенаправленное регулирование: краевого угла смачивания породы гидрофобным кольматантом в среде бурового раствора (9); поверхностного натяжения на границе раздела фаз гидрофобный кольматант - буровой раствор (ст); адгезионных сил между породой и гидрофобным кольматантом (\Уа) и сил когезии гидрофобного кольматанта ОУ*); коэффициента растекания К = \Уа - и т.д.

В нефти и нефтепродуктах имеются активные компоненты, которые способны гидрофобизировать поверхность глин. Адсорбция активных компонентов нефти на твердой поверхности происходит тем интенсивнее и в большем количестве, чем более она гидрофильна. Поэтому глины лучше адсорбируют ПАВ из нефти, например чем пески. Гидрофобизация, связанная с химической фиксацией активных компонентов нефти на твердой поверхности, возможна только при непосредственном соприкосновении нефти с ней и невозможна при наличии прослойки воды. Характерным для гидрофобной поверхности и прилипшей капли нефти на ней является увеличение силы адгезии, коэффициента растекаемости и краевого угла смачивания при увеличении вязкостных свойств нефтей. Поэтому, для реализации гидрофобной кольматации с адгезионным закреплением, наиболее предпочтительнее те реагенты ПАВ, которые способствуют большим значениям сил адгезии и минимальным значениям по абсолютной величине коэффициентам растекаемости.

Механическая кольматация (закупорка) и адгезионное закрепление гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор) реализуется путем прилипания капель нефти к твердой поверхности в водной среде раствора (рис.5).

Рис. 5. Схематическое изображение реализации гидрофобной кольматации по первому варианту

Этому могут способствовать добавки нефтерастворимых и некоторых водорастворимых ПАВ. ПАВ способны, химически ад-сорбируясь на поверхности пород, образовывать новую более гидрофобную поверхность, увеличивая вероятность прилипания многих других капель нефти, затем их капиллярной фильтрации в водона-сыщенную породу, затрудняяя тем самым капиллярную фильтрацию воды в "гидрофобизированные" породы.

Исследованиями установлено, что лучшие результаты дают применение катионоактивных ПАВ(карбозолин О, карбозолин С, катапин А и др.) и анионоактивный сульфонол. В скважиных условиях, когда раствор находится под давлением, процесс гидрофобной кольматации происходит более эффективно. Кроме того, на твердой поверхности за счет адсорбции таких ПАВ в нефти, как смолы, ас-фальтены, парафины и др., могут образовываться коллоидизирован-ные слои с развитой пространственной структурой, приводящие к увеличению в этих слоях структурной вязкости и упругих свойств, вследствие чего наблюдается затухание фильтрации бурового раствора.

Такие структурированные слои, прилипающие к твердым поверхностям, могут создавать весьма прочный гидрофобный экран, способный выдержать термобарические условия в скважине и препятствующий дальнейшему активному капиллярному увлажнению проходимых глинистых пород.

Гидрофобная кольматация, по второму варианту4 осуществляется путем образования соединений включения (клатратов) в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Взаимодействие глинистых пород с буровым раствором (водой) начинается впитыванием мономерной воды через гидратиро-ванную воду.

Схематически ячейка гидратированной воды на поверхности глины и эмульгированное масло в растворе изображены на рис. 6 (вид по нормали поверхности глин). Через каждую ячейку гидратированной воды имеет место поступление молекул мономеров воды, приводящее в конечном счете к увлажнению и снижению устойчивости глин.

Рис. 6. Схематическое изображение образования клатратов при комплементарности и предорганизованности хозяина к гостю

Так как у гидратированной воды реализованы электростатические и химические связи, то каждая такая ячейка оказывается изнутри гидрофобной. В водной среде из-за высокой полярности в присутствии аполярного масла имеет место выталкивание частиц

Сольеатированиый хозяин (гидратмая вода)

Сольватироваиный гость (масло)

Комплекс

масла в ячейки гидратированной воды через водородные связи или диполь-дипольные взаимодействия. По существу, молекулы воды сильно притягиваются друг к другу, приводя к агломерации других аполярных компонентов системы по мере реализации сильных взаимодействий внутри раствора. Энергетические составляющие (энтальпия и энтропия) приводят к объединению гостя и хозяина с образованием комплекса с меньшим нарушением структуры воды и, следовательно, к приросту энтропии, приводящему к уменьшению общей свободной энергии. Процесс вытеснения водой аполярного масла в ячейки гидратированной воды продолжается до тех пор, пока все ячейки не будут заняты маслом. Если при этом размер ячейки (полости) и молекул масла соответствуют друг другу, т.е. если хозяин комплементарен и предорганизован гостю, то возможно образование прочных соединений включений, способных выдержать термобарические условия в скважине (рис.6). Образование таких соединений включений замедляет или полностью прекращает увлажнение глин. К тому же на поверхности глинистых пород появляются гидрофобные участки масла. В дальнейшем, благодаря этим гидрофобным участкам, поверхность глин может полностью покрыться гидрофобной пленкой (маслом) за счет применения гидрофобных кольматантов в буровых растворах. В солевых растворах обеспечивается плотная упаковка гидратированной структуры воды, поэтому соединения включения в солевых системах будут более прочными, устойчивыми и непроницаемыми для молекул мономеров воды.

Структура гидратированной воды зависит от состава и свойств глины и дисперсионной среды бурового раствора и может принимать различные геометрические формы в виде многоугольников, например, пяти - и шестиугольников, что соответствующим образом влияет на размеры полостей и прочность структуры. Поэтому рассматриваемый механизм будет более эффективно реализован в случае, если состав дисперсионной среды гидрофобного кольматан-та представлен различным спектром молекул: от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических ас-фальтенов, т.е. на все размерные варианты водных полостей при образовании гидратных структур. При этом процесс поступления мо-

номеров воды в глины значительно замедляется или прекращается вовсе.

Для доказательства реализации гидрофобной кольматации за счет образования соединений включений в структуре гидратирован-ной воды на поверхности глин были проведены специальные исследования, по результатам которых можно судить об образовании клатратов.

Суть этих исследований состоит в том, что образование клатратов приводит к упрочнению структуры гидратированной воды. Если гидратированная вода и углеводородный кольматант формируют на поверхности глин устойчивые клатраты, то процесс сушки образцов глин, изготовленных при совместном и раздельном использовании компонентов должен отличаться.

Обозначим массу неиспарившейся воды в образце при раздельном вводе в определенный момент времени - Ami(t), массу не-испарившегося гидрофобного кольматанта при раздельном вводе -Am2(t), а суммарную массу неиспарившейся воды и гидрофобного кольматанта при совместном вводе - Am3(t).

Экспериментальные результаты показывают, что процесс сушки, начиная с определенного момента времени подчиняется неравенству

Атз(1)-[Ат,(1)+Дтг(0]>0,

и имеет тенденцию к возрастанию, переходя затем в стадию стабилизации (рис.7).

Выполнение неравенства доказывает, образование устойчивых клатратов, способных удержатся в образце глины при 105°С. Также неравенство показывает, разность неиспарившихся компонентов в образце глины в процессе сушки с течением времени при совместном (рис.7, кривая 2) и раздельном их использовании (рис.7, кривая 1).

Разность в неравенстве при завершении процесса сушки, показывает оставшуюся массу сформированных клатратов, устойчивых при температуре 105 °С.

Эффективность гидрофобной кольматации определяется, прежде всего, компонентным составом гидрофобного кольматанта и бурового раствора. Каждый компонент, входящий в состав гидро-

фобного кольматанта, выполняет свою функцию и вносит свой вклад на реализацию гидрофобной кольматации стенок скважины, обеспечивающий сохранение устойчивости глинистых пород.

Обоснуем требования к составам гидрофобных кольматантов для эффективной реализации гидрофобной кольматации глин. Состав гидрофобного кольматанта должен содержать: гидрофобизато-ры ( анионоактивное или катионоактивное ), масла ( углеводороды от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов ), эмульгаторы ( ПАВ ) и гидрофобный наполнитель ( кольматант ). Функции эмульгатора и гидрофо-бизатора обычно выполняет анионоактивное или катионоактивное ПАВ.

Время суш ям, ч

Рис.7. Зависимость измеиения суммарной массы неиспаривших-ся веществ в образцах серпуховской глины в процессе сушки при 105°С при раздельном (1) и совместном (2) использовании воды и гидрофобного кольматанта

На основании результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан состав гидрофобного кольматанта, в масс. % : сажа 10-20, сульфонол 1 - 4, смесь углеводородов (от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов) - остальное. Смесь углеводородов мож-

но заменить на высокосмолистую нефть. Замена нефтепродуктов на растительные масла в составах гидрофобных кольматантов, с экологических соображений, вполне допустима: при этом гидрофобная кольматация реализуется путем формирования соединений включения в структурированной воде на поверхности глин и достигается сохранение их устойчивости.

В четвертой главе рассмотрены составы и методы получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 для ведения буровых и специальных работ в условиях АВГТД с коэффициентом аномальности выше 2,3.

Утяжеленные растворы с высокой плотностью представляют собой сложные многокомпонентные полидисперсные системы с очень большим содержанием твердой фазы. Одним из перспективных направлений получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 является повышение плотности дисперсионной среды путем применения высокорастворимых солей, что позволяет регулировать содержание твердой фазы. Очевидно, что с увеличением плотности дисперсионной среды уменьшается количество сухого утяжелителя для получения раствора с требуемой плотностью. Разработаны составы утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 ( калиевые и бромнатриевые ), предусматривающие поэтапное увеличение плотности путем ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющие регулировать содержание твердой фазы. В калиевых утяжеленных растворах в качестве калий-содержащих компонентов используются бромид и ацетат калия, позволяющие получать базовые системы (растворы до утяжеления баритом) плотностью 1400 - 1450 кг/м3. Калиевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные показатели по вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2650 г/м3(табл.5). В качестве стабилизатора эффективен гидролизованный сополимер акрилонитрила с метилакрилатом.

В бромнатриевых растворах в качестве утяжелителя дисперсионной среды используется бромид натрия, позволяющий получать базовые системы плотностью 1450 - 1500 кг/м3. Бромнатриевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовле-

творительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2700 кг/м\(табл. 6).

Таблица 5

Показатели утяжеленных калиевых растворов

№ Состав раствора Показатели раствора

Р, кг/м3 т, с СНС1/10, дПа Ф, см3

1 Вода + 2,8 % глинопорошок + 35 % КВг + 2,1% КМЦ + барит 2500 105 10/26 4,0

2 №1 + барит 2550 132 18/33 4,0

3 Вода + 3% глинопорошок + 45% КВг+ 2,1 %КМЦ + барит 2500 73 9/22 4,0

4 № 3 + барит 2550 106 13/33 4,0

5 № 4 + барит 2600 136 18/37 4,0

6 Вода + 3 % глинопорошок + 53 % КВг +2,3 % КМЦ + барит 2600 120 9/29 3,8

7 Вода + 3% глинопорошок + 53 % КВг + 1,2 % КМЦ +1,1 % ГиСАМ + барит 2650 211 14/29 3,5

8 Вода + 3% глинопорошок + 53% КВг + 1,5% ГиСАМ + барит 2600 108 8/26 2,5

Разработанная технология приготовления утяжеленных растворов на основе высокорастворимых солей реализуется в два этапа: приготовление базовой системы из палыгорскитового глинопорошка с вводом солей и стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация.

Разработаны составы утяжеленных растворов с плотностью более 2500 кг/м3 на основе конденсируемого сульфата бария. Конденсируемый сульфат бария имеет плотность 4500 кг/м3 и выполняет одновременно роль структурообразователя и эффективного утя-

желителя. Базовые системы с конденсируемым сульфатом бария получают согласно следующим реакциям:

К2804 + ВаС12 Ва304 + 2КС1; Ка804 + ВаС12 -> Ва804 + 2ШС1; Мд804 + ВаС12 Ва804 + МсС12; гп804 + ВаС12 -> Ва804 + гпС12;

Таблица б

Показатели утяжеленного бромнатриевого раствора

№ Состав раствора Показатели раствора

Р, кг/м3 т, с СНС1/10, дПа Ф, см3

1 Вода + 2,5% глинопорошок + 50% ШВг + 2,2% кмц + барит 2500 68 11/19 5,0

2 Вода + 2,5% глинопорошок + 60% ЫаВг + 2,2% кмц + барит 2550 74 13/28 5,0

3 Вода + 2,5% глинопорошок + 70% ЫаВг + 2,2% кмц + барит 2650 90 20/50 5,0

4 № 3 + барит 2700 130 31/93 5,0

5 Вода + 2,5% глинопорошок + 77 % №Вг +1,3% кмц +1,0 % Тисам + барит 2700 100 15/32 4,0

6 Вода + 2,5% глинопорошок + 77 % №Вг + 1,5 % ГиСАМ + барит 2700 124 9/22 2,0

Соблюдение разработанной технологии приготовления позволяет получать базовые системы с различными плотностями при минимальных значениях вязкости и СНС. После получения базовых систем разработанная технология предусматривает утяжеление баритовым концентратом до требуемой плотности. Растворы с конденсируемым сульфатом бария, после утяжеления баритовым концентратом, имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500 - 2700 кг/м3(табл. 7).

Таблица 7

Показатели утяжеленных растворов с конденсируемым _сульфатом бария_

№ Состав раствора Показатели раствора

Р, т, CHCi/io, Ф,

кг/м3 с дПа см3

Натриевый

1 Вода + 32,8 % Na2S04 + 48,1 % ВаС12 + 2,0 % КМЦ + барит 2500 62 70/110 3,0

2 №1 + барит 2600 100 107/141 3,0

Калиевый

3 Вода + 26,9 % K2S04 + 32,1 % ВаС12 + 2,0 % КМЦ + барит 2520 92 46/66 3,0

4 № 3 + барит 2600 128 53/77 3,0

Цинковый

Вода + 46,0 % ZnS04 + 59,4 %

5 ВаС12 + 1,8 % КМЦ + 0,3 % ОЭЦ + барит 2600 78 35/51 4,5

Вода + 50,9 % ZnS04 + 65,8 %

6 ВаС12 + 1,9 % КМЦ + 0,3% ОЭЦ + барит 2650 100 62/76 4,0

7 № 6 + барит 2700 138 76/93 4,0

Технология приготовления утяжеленных растворов с конденсируемым сульфатом бария предусматривает два этапа: приготовление базовой системы порционным вводом сульфата натрия, калия, магния или цинка и соответствующим количеством хлорида бария в присутствии стабилизатора; утяжеление баритовым концентратом и стабилизация. Термостойкость утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 составляет 125 °С.

В пятой главе приведены результаты промышленных испытаний применения дезинтеграторной обработки буровых растворов и использование растворов, содержащих гидрофобные кольматанты для сохранения устойчивости глинистых пород..

Для внедрения в практику буровых растворов, выявленных в лабораторных условиях положительных эффектов механохимиче-ской активации глиноматериалов, химических реагентов и самих буровых растворов была использована передвижная дезинтегратор-ная установка для приготовления и регулирования свойств буровых растворов.

Использование дезинтеграторной технологии управления свойствами буровых растворов на водной основе осуществлялось при выполнении операций: приготовление свежего раствора (первичное приготовление раствора); приготовление малоглинистых и эмульсионных растворов; приготовление раствора на базе циркулирующего в скважине; приготовление и утяжеление раствора из бросовых материалов (регенерация).

Применение ИБР дезинтеграторного приготовления при бурении скважин №15Урихтау (4210-4630м.) и №63Жанажол (3415-3915м.) позволило сократить расход материалов (извести в 2 и битума в 1,5.раза), времени на приготовление и регулирование показателей в процессе углубления (на 508ч). Кроме того, было замечено увеличение механической скорости (на 54%) и проходки на долото (на 65%).

Промышленные испытания госсиполовых растворов осуществлены на скважинах №14 Кумколь (ПГО "Южказгеология"), №26 Карача-ганак (ПГО "Уральскнефтегазгеология"), №4 Каратюбе и №2 Копа (ПГО "Актюбнефтегазгеология"). Применение госсиполовых растворов обеспечило выполнение ГКЗ по отбору керна из продуктивных пластов для определения подсчетных параметров; безаварийное бурение с номинальным диаметром ствола скважины и выносом керна по плану; минимальные затраты материалов и времени на регулирование технологических показателей раствора. Использование госсиполовых растворов против известково-битумного раствора позволило упростить технологию приготовления, исключить из состава дефицитные и нетехнологичные материалы - высокоокисленный битум и негашеную известь.

Применением новых составов гидрофобных кольматантов в Прикаспийской впадине более чем в 50-ти глубоких скважинах ПГО «Актюбнефтегазгеология» (скв. № 26 Кокбулак, №69 Каратюбе,

№2П Джуса и др.), характеризующихся неустойчивым поведением глин на глубинах от 3000м до 4500м, удалось ликвидировать осложнения и сохранить устойчивость ствола скважин.

Основные выводы и рекомендации

1. В результате анализа технологических осложнений в процессе строительства глубоких скважин выявлено, что причинами многих из них являются неудовлетворительные технологические и физико-химические свойства традиционно применяемых буровых растворов. Изучение существующих представлений о свойствах различных дисперсных систем применительно к геолого - техническим условиям строительства глубоких скважин позволяют разработать составы и технологии получения буровых растворов, повышающие качество строительства скважин.

2. Разработанная технология получения буровых растворов с различной дисперсионной средой, предусматривающая механохи-мическую активацию в дезинтеграторной установке, позволяет достичь новых качественных показателей структурно-механических и фильтрационных свойств растворов. Установлено, что максимальный эффект улучшения показателей раствора происходит при интенсивности воздействия 10000- 12000 об/мин.

3. Промышленное использование механохимической активации буровых растворов в дезинтеграторной установке в Прикаспийской впадине показало, что максимальный эффект достигается при приготовлении:

- обычных глинистых растворов;

- малоглинистых и эмульсионных растворов;

- раствора на базе циркулирующего в скважине;

- утяжелении раствора из отработанных буровых растворов (регенерация);

- углеводородных растворов и гидрофобных эмульсий.

4. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов позволяет сократить расход глиноматериалов и понизителей фильтрации в 2 и в 1,5 раза соответственно. Всего по дезинтеграторной технологии механохимической активации подвергнуто свыше 10000 м3 бурового раствора на водной основе, при котором сэко-

номлено более: 1500 т глинопорошка, 4500 т баритового концентрата, 75 т понизителей фильтрации (КМЦ, крахмал) 800 т соли технической, 2200 ч времени, что в денежном выражении составляет более 40,7 млн руб.

5. Дезинтеграторная технология приготовления углеводородных буровых растворов позволяет существенно снизить расход материалов и времени на приготовление и регулирование свойств, обеспечивает номинальный диаметр скважины и плановый вынос керна с сохранением естественных характеристик. Установлено, что максимальный эффект улучшения показателей раствора происходит при интенсивности воздействия с частотой 10000 - 12000 об/мин. Разработанные углеводородные растворы на основе госсиполовой смолы и реагента "Повяма" отличающиеся простотой рецептуры и технологией приготовления.

6. На основании изучения представлений супрамолекулярной химии установлена возможность сохранения устойчивости глины путем формирования в ней соединений включения. Это позволяет добиться замедления или полной блокировки проникновения мономеров воды в глины через сообщающиеся ячейки гидратированной воды на поверхности породы и укрепить ее. Для этого буровые растворы должны содержать в своем составе гидрофобные кольматан-ты.

7.Установлен механизм гидрофобной кольматации глинистых пород, включающий в себя механическое закупоривание гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор), а также физико-химический процесс - образование соединений включения в структуре воды в глине. Для повышения эффективности гидрофобных кольматантов необходимо, чтобы целью стабилизации структуры соединений включения состав дисперсионной среды был представлен полимолекулярным спектром соединений

8. Разработанные гидрофобные кольматанты способствуют ликвидации осложнений и сохранению устойчивости стволов глубоких скважин в глинистых интервалах, что показало их применения более чем в 50 глубоких скважинах, характеризующихся неустойчивым поведением глин, где удалось ликвидировать осложнения и сохранить устойчивость ствола скважин.

9. Разработанные составы и технологии получения утяжеленных буровых растворов плотностью 2500 - 2700 кг/м3 могут быть успешно применены с целью увеличения плотности растворов посредством:

- ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющего регулировать содержание твердой фазы (калиевый и бромнатриевый);

- конденсирования сульфата бария при взаимодействии составляющих компонентов и ввода баритового утяжелителя. Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

1. Кулиев Р.И. Дезинтеграторный способ регулирования свойств минерализованных и высокоминерализованных растворов / Р.И. Кулиев, В.П. Андреев, М.М-Р. Гайдаров // Известия вузов, сер. «Нефть и газ», 1991 - №5 - С.24-26.

2. Гайдаров М.М-Р. Разработка сверхтяжелых буровых растворов с конденсируемым утяжелителем для сложных условий Прикаспийской впадины / М.М-Р. Гайдаров, А.Б. Калиев, Р.И.Кулиев и др. // Нефтяное хозяйство, 1992 - №5 - С. 1416.

3. Гайдаров М. М-Р. Разработка и промысловые испытания кольматантов для сохранения устойчивости потенциально неустойчивых пород / М.М-Р. Гайдаров, В.П Андреев, С. Б. Жарменов // Нефтяное хозяйство 1994 - №3 - С.30-33.

4. Гайдаров М.М-Р Применение известково-битумного раствора дезинтеграторного приготовления / М.М-Р. Гайдаров,

B.П. Андреев, Г.Г. Прокудин // Нефтяное хозяйство - 1994 -№6-С.49-51.

5. Гайдаров М. М-Р. Устойчивость глин / М.М-Р. Гайдаров,

C.А. Кравцов // Нефтяное хозяйство. - 2007 - № 10 - С.136-138.

6. Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - № 10. - С.29-33.

7. Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторный способ активации буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007 -№11- С.35-39.

8. Гайдаров М. М-Р. Сохранение устойчивости глинистых пород путем гидрофобной кольматации / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов, М.А. Юсупходжаев // Газовая промышленность. - 2007 - № 11 - С.87-90.

9. Гайдаров М. М-Р. Облегченные буровые растворы на углеводородной основе с добавкой микросфер /М.М-Р. Гайдаров, A.B. Сутырин, М.А. Юсупходжаев // Газовая промышленность. - 2007.-№ 12. - С.66-68.

10. Гайдаров М. М-Р. Гидрофобная кольматация глинистых отложений /М.М-Р. Гайдаров, Я.М. Курбанов, Р.З. Шарафут-динова // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 4. -С.30-34.

11. Гайдаров М. М-Р. Применение углеводородных буровых растворов при бурении глубоких скважин /М.М-Р. Гайдаров, Я.М. Курбанов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С.41-43.

12. Курбанов Я.М. Облегченные технологические жидкости /Я.М. Курбанов, М.М-Р. Гайдаров // Известия вузов - сер. «Нефть и газ» - 2008. - № 4. - С.15-21.

13. Гайдаров М.М-Р. Разработка и применение безглинистых и малоглинистых растворов в сложных геологических условиях Прикаспийской впадины / М.М-Р. Гайдаров, С.С. Бейсе-ков // Экспресс-информация, сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М., 1993 - вып.2 - С.24-29.

14. Гайдаров М.М-Р. Разработка буровых растворов на основе отходов растительного сырья // Экспресс-информация, сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М.,1993 - вып.4- С.8-13.

15. Гайдаров М.М-Р. Опыт применения новых буровых растворов в Прикаспийской впадине / М.М-Р. Гайдаров, В.П. Андреев, Б.Д. Альсеитов и др. // Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и на море,1994 - №4-5 - С.24-29.

16. Гайдаров М.М-Р. Дезинтеграторная технология приготовления буровых растворов и технологических жидкостей / М.М-Р. Гайдаров, В.И. Нифантов, К.И. Джафаров // Международная конференция «ПХГ: Надежность и эффективность» ( Москва, 11-13 октябрь 2006г ): Т 2 - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007-С.61-73.

17. Гайдаров М. М-Р. Дезинтеграторная активация растворов, содержащих КМЦ и крахмал / М.М-Р. Гайдаров, СЛ. Кравцов, В.М. Пищухин // Материалы XI Международной научно-технической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: синтез, свойства, применение». - 2007 - Владимир: ЗАО «Полицелл» - С. 184-187.

18. Гайдаров М.М-Р. Механохимическая активация буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // Обз. инф. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 72 с.

19. Гайдаров М. М-Р. Гидрофобная кольматация глин // Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин: Сб. науч. тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С.63-78.

20. Гайдаров М.М-Р. Безглинистый утяжеленный буровой раствор / М.М-Р. Гайдаров, М.А. Танкибаев, У.С. Карабалин // Авт. Св. - №175275 - С09К 7/02 - 1992.

21. Гайдаров М. М.-Р. Кольматирующий состав для буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, М.А. Танкибаев, В. П. Андреев, Р.И. Кулиев// Патент РФ №2051943 - 1992

22. Гайдаров М. М.-Р. Кольматирующий состав для буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, М.А. Танкибаев, В. П. Андреев // Патент Респ. Казахстан №2447 -1993

23. Гайдаров М.М-Р. Способ обработки известково-битумного раствора / М.М-Р. Гайдаров, М.А. Танкибаев // Патент РФ№ заявки 93005931 - от 01.02.93

24. Гайдаров М.М-Р. Безглинистый буровой раствор / М.М-Р. Гайдаров, Р.И. Кулиев, М.А. Танкибаев // Патент РФ №2051945, 1996

25. Гайдаров М.М-Р. Реагент-стабилизатор буровых растворов и способ его получения / М.М-Р. Гайдаров, А.Б. Калиев, М.А Танкибаев и др. // Патент РФ №2053245, 1996

26. Гайдаров М.М-Р. Безглинистый буровой раствор / М.М-Р. Гайдаров, М.А Танкибаев // Патент РФ №2051946, 1996

27. Гайдаров М.М.-Р. Кольматирующий состав для обработки буровых растворов / М.М-Р. Гайдаров, В.П. Андреев, М.А Танкибаев // Патент РФ №93005932,1996.

28. Мавлютов М.Р. Буровой раствор на углеводородной основе / М.Р. Мавлютов, Н.Х. Каримов, М.М-Р. Гайдаров и др. // Патент РФ №94014779, 1996.

29. Андреев В.П. Опыт предупреждения нефтегазопроявлений при бурении скважин в условиях АВПД / В.П.Андреев, М.М-Р.Гайдаров //Экспресс-информация, сер. «Бурение», ВНИИОЭНГ, - М: - 1987. - вып.2 - С. 5-7.

30. Гайдаров М.М-Р. Новые рецептуры безглинистых буро-вых растворов. -// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1989. -№11.- С.22-26.

РИЦ СПГГИ. 23.03.2009. 3.134. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2