Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научные обобщения и технологические разработки по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Научные обобщения и технологические разработки по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ"

На правах рукописи

ЛУШПЕЕВА ОЛЬГА АЛЕКСАНДРОВНА

НАУЧНЫЕ ОБОБЩЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА, ЭФФЕКТИВНОСТИ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ БУРОВЫХ РАБОТ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

о

Тюмень - 2008

003165894

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности Открытого акционерного общества «Сургунефтегаз» («СургутНИПИнефть» ОАО «Сургунефтегаз»)

Научный консультант - доктор технических наук

Федоров Вячеслав Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

- доктор технических наук, профессор Лукманов Рауф Рахимович

- доктор технических наук, профессор Вартумян Георгий Тигранович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-

исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 18 апреля 2008 г в 9 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 18 марта 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Дальнейшее успешное развитие ТЭК в стране во многом зависит от опережающего, в сравнении с достигнутым уровнем добычи, прироста извлекаемых запасов углеводородного сырья промышленных категорий Перспективы расширения минерально-сырьевой базы в России тесно связаны с темпами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ, бурением глубоких (Западная и Восточная Сибирь) и сверхглубоких (Астраханская область) скважин Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов за счет повышения эффективности извлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов на поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений не возможно без бурения уплотняющей сетки скважин (пологих, горизонтальных, многозабойных) в сложных горно-геологических, природно-климатических и термодинамических условиях

Анализ современного состояния технологии бурения и заканчивания скважин показывает, что эффективному решению этих задач препятствуют такие факторы, как значительная глубина и несовместимость геолого-технических условий бурения, аномальность термодинамических условий заканчивания скважин как природного, так и техногенного происхождения, отсутствие эффективных тампонажных материалов и буровых растворов, сокращение области эффективного применения технологии репрессионного бурения

При этом нельзя не учитывать отрицательное влияние на процесс строительства скважин закономерно развивающихся тенденций, связанных со снижением с 15 % до 10% вводимых в разработку крупных месторождений, увеличением до 80 % фонда добывающих скважин на месторождениях находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, ухудшением структуры запасов

В сложившихся условиях ключевыми проблемами повышения качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ являются

- защита природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов при за-канчивании и эксплуатации скважин,

- повышение герметичности крепи и гидравлического совершенства конструкции забоя,

- минимизация влияния процесса строительства скважин на окружающую природную среду

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчи-вания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им ММАзизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им И М Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИ-нефть, УГНТУ, ТГНТУ, и др, а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др

Несмотря на большие достижения в области строительства скважин за последние 15-20 лет, усложнение геолого-технических, термодинамических и природно-климатических условий требует дальнейшего совершенствования и повышения эффективности буровых работ внедрением в производство современных материалов и технологий

К актуальным и перспективным направлениям научно-технического совершенствования технологии буровых работ в первую очередь относится

- развитие теоретических основ термодинамики промывочных систем,

- оптимизация состава и свойств буровых растворов, повышающих их функциональные характеристики и экологическую безопасность,

- разработка и внедрение материалов, химических реагентов и технологических жидкостей для заканчивания скважин в целях достижения максимально возможного дебита и экологической безопасности буровых работ

Цель работы — повышение качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ путем создания современных буровых и тампо-нажных растворов и технологий строительства скважин

Основные задачи исследований и разработок

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие теоретические, научно-методические и технологические задачи

1 Аналитическая оценка современного состояния технологии бурения, за-

канчивания и экологической безопасности строительства скважин

2 Научно-технические обоснования перспективных направлений совершенствования технологических процессов строительства скважин в аномальных природных и техногенного происхождения геолого-технических условиях

3 Теоретические, экспериментальные исследования по изучению термодинамики промывочных систем (теория гидрофобных взаимодействий), оптимизации состава и совершенствованию функциональных характеристик экологически безопасных буровых и тампонажных растворов

4 Эколого-гигиеническая оценка состояния объектов окружающей среды в районах массового бурения скважин

5 Разработка и внедрение комплекса модифицированных технологий, обеспечивших рост качественных, технико-экономических и экологических показателей работ при строительстве скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

Научная новизна

1 Теоретически и экспериментально установлено, что основным стабилизирующим фактором в полимерных системах являются гидрофобные взаимодействия, имеющие энтропийную природу, позволяющие создавать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими свойствами

2 Установлено, что совершенствование известных и создание новых систем промывочных жидкостей возможно на основе теории неравновесных процессов и синергетических межреагентных взаимодействий

3 Теоретически и экспериментально обоснованы экологически безопасные составы высокоингибирующих буровых растворов (ПВБР, ПВБР-К)

4 Теоретически обоснованы и экспериментально исследованы облегченные тампонажные материалы, обеспечивающие качественное разобщение пластов в несовместимых горно-геологических условиях

5 Предложен новый методический подход к оценке воздействия буровых растворов на окружающую природную среду, использующий теоретические исследования миграции отходов бурения на базе математической модели, комплексные эколого-токсикологические и санитарно-химические исследования

реагентов, буровых растворов и шламов, систему мониторинга

6 Получена комплексная оценка экологического воздействия технологии буровых работ на окружающую среду

Практическая ценность

1 Разработан и внедрен в производство комплекс методических и технологических решений по повышению качества, эффективности и экологической безопасности буровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», включающий

- модифицированные составы буровых растворов и смазывающих добавок,

- оптимизированные составы облегченного тампонажного материала,

- методику прогнозной оценки эффективности применения полимеров для первичного вскрытия продуктивной толщи,

- методику проведения исследований по распространению техногенного влияния отходов бурения на окружающую природную среду

2 Разработаны и внедрены токсикологические паспорта и ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения на все виды отходов (ОБР, БСВ, БШ и их смеси)

3 Разработана, прошла промысловые испытания и широко внедряется в ОАО «Сургутнефтегаз» в составе солевых биополимерных и полимерглинистых буровых растворов технологически эффективная и экологически безопасная смазочная добавка к буровым растворам «БИОЛУБ ЬУЬ»

4 Разработаны, промышленно испытаны и рекомендованы к широкому внедрению

- рецептура высокоингибирующего, экологически безопасного бурового раствора (ПВБР) на пресной основе с добавкой бинарной композиции (К2С03 и Гликойл-1), усиливающей ингибирующие свойства,

- рецептура, технология приготовления и обработки минерализованного, высокоингибирующего, экологически безопасного раствора (ВБР)

Апробация работы

Основные научно-технические положения работы докладывались и обсуждались на научно-технических советах и конференциях институтов ВНИИКР-

нефть (Краснодар, 1976 г), СибНИИНП (Тюмень, 1989, 1990 гг), НПО «Бурение» (Краснодар, 1990, 1998 гг ), НТС ОАО «Газпром» (Тюмень, 1999 г), 4-ой Всероссийской науч -практ конф «Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности» (С-Петербург, 1999 г), науч -практ конф «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке Бурение скважин» (Тюмень, 2000 г ), Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности (Москва, 2002 г), 6 науч -практ конф «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2006 г), 11 Международной научно-технической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала синтез, свойства, применение» (Владимир, 2007 г )

Публикации. По теме диссертации опубликовано 58 научных работ, в том числе 1 монография, 16 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 2 авторских свидетельств и 8 патентов РФ

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (308 наименований) и 2 приложений Изложена на 267 страницах машинописного текста, содержит 65 таблиц, 29 рисунков

Автор выражает глубокую признательность за консультации в области буровых растворов канд техн наук Л П Вахрушеву, д-ру техн наук В Н Кошеле-ву, Н Т Лосевой, за консультации в области экологии д-ру биол наук Л П Ка-пелькиной, научному консультанту д-ру техн наук В Н Федорова за полезное обсуждение работы

Автор благодарен специалистам ОАО «Сургутнефтегаз» за содействие во внедрении разработок на предприятии

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение. Обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель задачи, методы исследований и разработок, отмечены научная новизна и практическая ценность работы

Первый раздел посвящен анализу современного состояния технической и экологической безопасности буровых работ при строительстве нефтяных и газовых скважин Сургутского региона Рассмотрены особенности геологического строения и гидродинамического состояния залежей нефти и газа на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений и их превалирующее влияние на гидравлические условия бурения и заканчивания скважин Дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади разрабатываемых месторождений, рост гидромеханических нагрузок до 7-12 МПа на ствол скважин по мере углубления и градиентов давления до 3-5 МПа/м между раз-нонасыщенными пластами интенсифицируют нестационарные процессы гидравлического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород, снижая качество и технико-экономические показатели буровых работ

Как установлено, причиной осложнений при строительстве скважин является активная гидравлическая связь технологических жидкостей и приствольной зоны массива горных пород, которая при воздействии внешних факторов (давление, температура, время, свойство буровых и тампонажных растворов и т д ) приводит к интенсивным и неконтролируемым процессам гидромеханического и физико-химического взаимодействия в этой системе и к негативным последствиям (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи, межпластовые и заколонные перетоки)

Анализ механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с прискважинной и призабойной зонами флюидо-насыщенных пластов показал, что большинство широко применяемых в нашей стране и за рубежом технологий заканчивания скважин недостаточно эффективно сохраняют природные коллекторские свойства продуктивных пластов и не обеспечивают их долговременную изоляцию от водонасыщенных пластов

В результате сокращается период безводной эксплуатации скважин до 3-6 месяцев, интенсифицируются процессы обводнения, снижается до 10-30 % технологическая эффективность применения методов ОПЗ, РИР, МУН, нару-

шается контроль и регулирование применяемых систем разработки нефтегазовых месторождений

Важное место в анализе отведено оценке экологической безопасности буровых работ при строительстве нефтегазовых скважин Отмечается, что характерной особенностью технологии бурения являются процессы нестационарного гидравлического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород Поскольку эти жидкости содержат в своем составе техногенные токсиканты в том или ином количестве, их применение неизбежно оказывает негативное воздействие на объекты природной среды В связи с этим, выбор технологических жидкостей, обеспечивающих качественную проводку скважин при минимальном негативном воздействии на природную среду, является актуальным научно-техническим направлением развития буровых работ

Решению проблем экологической защиты окружающей природной среды при строительстве скважин посвящены работы Р А Абдуллина, Б А Андресона, У М Байкова, О Н Бадаева, Г П Бочкарева, И Ю Быкова, Э X Векилова, В В Грешинлена, Н И Крохина, В И Матыцина, В И Рябченко, У Д Мамаджанова, А У Шарипова, В Ю Шеметова и многих других исследователей

Уровень техногенного загрязнения окружающей среды при строительстве скважин во многом зависит от применяемой технологии, конструктивного совершенства и эксплуатационных характеристик бурового оборудования

Основными загрязнителями природной среды являются технологические отходы бурения отработанные буровые растворы (ОБР), буровые сточные воды (БСВ), выбуренная горная порода и буровой шлам (БШ) В отходах бурения кроме воды и выбуренной породы содержатся материалы и химические реагенты, придающие им определенной уровень токсичности Как показывает промысловый опыт, при строительстве одной скважины образуется в среднем до 500600 м3 отходов бурения Влияние отдельных видов отходов на водные объекты, как наиболее подвижные системы в частности по нефтяному загрязнению водо-

емов в районах массового бурения, остается пока на уровне слабого воздействия

Проблема складирования отходов, образующихся при строительстве скважин, до настоящего времени как в России, так и за рубежом решается сооружением земляных амбаров Буровые сточные воды, составляющие до 60 % объема водопотребления, не подвергаются предварительной очистке из-за больших затрат, а сбрасываются в земельные амбары, где часть стоков испаряется, а часть фильтруется в грунт и загрязняет подземные источники пресных вод Опыт показывает, что использование различных конструкций амбаров-накопителей не решает полностью проблем утилизации, нейтрализации, захоронения жидких отходов бурения, а также экологически безопасной их ликвидации после окончания буровых работ Загрязнение почвогрунтов отходами бурения происходит в основном при утечках из амбаров-накопителей за счет переполнения, нарушения обваловки, фильтрации, а также при возникновении флюидопроявлений в скважине

Из веществ и материалов, используемых в бурении, наибольшую опасность для почвогрунтов представляют минеральные соли, нефть и нефтепродукты Во всех случаях после разлива отходов бурения, особенно содержащих нефть, растительный покров практически полностью уничтожается При этом установлено, что основными факторами, отрицательно влияющими на почвы, являются избыток растворимых солей и высокое содержание в растворах объемного натрия Анализ характера и последствий загрязнения природной среды в районах массового бурения под воздействием техногенных факторов приводит к выводу о том, что основными из них являются углеводороды и минеральные соли

Бурение скважин в интервалах неустойчивых горных пород осложняет технологию буровых работ из-за возникновения осыпей обвалов, каверно- и об-валообразований и связанных с ними прихватами инструмента, поглощениями жидкости, гидроразрывами К основным методам предупреждения и борьбы с этим видом осложнений относятся регулирование давлений в скважине, плотно-

сти и водоотдачи буровых растворов, а также их ингибироваиие, снижающее интенсивность физико-химических процессов взаимодействия с горными породами и повышающее устойчивость стенок скважин

Вместе с тем, из анализа публикаций по исследованию причин нарушения устойчивости приствольной зоны горных пород установлено, что у специалистов по этому вопросу до настоящего времени нет единого мнения Одни объясняют причину неустойчивости приствольной зоны горных пород действием тектонических напряжений, колебаниями гидродинамических давлений в скважине, другие - проявлением осмотических эффектов, процессами физико-химического разупрочнения горных пород и т д Однако, при близком рассмотрении этих «причин» становится очевидным, что они относятся или к различного рода факторам, или непосредственно к негативным последствиям Тогда как причиной нарушения устойчивости стенок скважин является процесс физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и горных пород на границе раздела фаз

В этих условиях перспективным направлением повышения устойчивости стенок скважин является разработка рецептур ингибирующих растворов, позволяющих продлить период устойчивости легко набухающих глин и водочувстви-тельных аргиллитов

Проведенный анализ и оценка современного состояния технологии и экологической безопасности буровых работ позволили сформулировать цель и задачи научно-прикладных исследований по повышению их качества, эффективности и экологической безопасности на месторождениях Сургутского региона

Во втором разделе основное внимание уделено теории гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) и ее прикладным аспектам Подвержены критической оценке сложившиеся теоретические представления о структуре и свойствах буровых растворов При этом прослеживаются связи между коллоидно-химическими характеристиками буровых растворов и их технологическими параметрами

Основное внимание в исследованиях уделяется факторам устойчивости промывочных дисперсий Так, если поведение глинистых растворов удовлетворительно описывается теорией ДЛФО Дерягина — Ландау - Фервея - Овербека

(динамическое равновесие сил электростатического отталкивания и Ван-дер-Ваальсового притяжения коллоидных частиц), то при переходе к полимерглини-стым и водополимерным растворам большую роль играют синергетические эффекты - признак нелинейной зависимости термодинамических функций от степеней свободы системы Любой технологический параметр раствора К, - есть функция всех степеней свободы системы Применительно к дисперсным системам независимые степени свободы связаны с давлением (Р), температурой (Т) и дисперсностью При данном компонентном составе система стремится к максимальному числу степеней свободы Так, вода имеет только две степени свободы, связанные с давлением и температурой По мере накопления в воде глинистых частиц система приобретает третью степень свободы, связанную с дисперсностью глинистой фазы Таким образом, минимальное число степеней свободы бурового раствора равно 3 Для снижения фильтрации, регулирования реологических, ингибирующих и смазочных свойств буровых растворов в систему вводятся различные полимеры С точки зрения термодинамики полимерная обработка глинистой суспензии повышает число степеней свободы системы до 4, так как увеличивает число компонентов системы, не изменяя числа присутствующих фаз В общем случае технологический параметр бурового раствора зависит от температуры (Т), давления (Р) и концентраций компонентов раствора (С,,)

К, = Щ>,Т,СУ) (1)

Выражение (1) может быть представлено в форме уравнения регрессии

К, = а Р + р Т + у С , (2)

где а, р, у - характеристические коэффициенты

Уравнение (2) позволяет также рассчитать необходимые концентрации реагентов для обеспечения заданных технологических параметров буровых растворов Расчет характеристических коэффициентов уравнения (2) вариационным методом часто неточен из-за приближения линейной зависимости К, =ДС,) Более достоверен дифференциальный метод, по которому характеристические коэффициенты в уравнении (2) являются функциями соответствующих степеней свободы Действительно, полагая К, полным дифференциалом, запишем уравнение (2) в дифференциальной форме

<1(К,) = (ЭК, /<5Т)с1Т + (Ж, /5С)с1С + (ЭК, /ЙР)с1Р (3)

Данное выражение является основным параметрическим уравнением квазистационарной модели бурового раствора в дифференциальной форме Данные модельные представления отличаются от реальных физико-химических процессов, наблюдаемых при циркуляции бурового раствора, тем, что происходят в равновесных условиях, то есть, полагается, что за время равное периоду циркуляции раствора успевает установиться динамическое равновесие обменных диффузионных и энергетических потоков на границе горной породы с дисперсионной средой раствора Частные производные в уравнении (3) также являются функциями соответствующих степеней свободы

(ак1/ес) = (а,-к,с1)/с2,

(ЭК, /ЭТ) = (а2 + к2Т, - к2Ь)/(Ь-Т)2, (4)

где аь а2, Ь, кь к2 - постоянные численные коэффициенты

Таким образом, для любого числа степеней свободы можно рассчитать частные производные в уравнении (2) и решить его, интегрируя обе части в исследуемых интервалах варьирования переменных Используя уравнения для частных производных (4), перепишем выражение (2) в интегральной форме Р, Т, Т С| С

к.1 = I с«1Р +1 РсГГ +1 (;ь + к2Т, - к2Ь)/(Ь - Т)2(1Т * 1у<1С + 1 (а, - к.СО/СЧКГ (5)

О О Т, ОС,

Разработанный метод исследования дисперсных систем, основанный на

анализе зависимостей технологических параметров системы от степеней свободы, позволяет достаточно точно выбрать необходимое число степеней свободы для обеспечения заданных технологических характеристик бурового раствора

Практически во всех современных системах буровых растворов одновременно присутствуют и пептизаторы, стабилизирующие глинистые коллоиды, и гидрофобизаторы, обладающие антидиспергирующим и флокулирующим эффектами В качестве гидрофобизирующих реагентов наиболее часто используют поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие адсорбционной активностью на алюмосиликатной поверхности В отличие от ионогенных ПАВ, поведение неионных полимерных реагентов и ПАВ, слабо влияющих на величину элек-

тростатической составляющей расклинивающего давления, в глинистых растворах практически полностью определяется сорбционно-сольватным фактором устойчивости Мицеллы неионогенных ПАВ (НПАВ) характеризуются более высокой термодинамической устойчивостью и не образуют реверсивных структур при адсорбции на поверхности дисперсных частиц Это означает, что

^НПАВ/ШО < <ЗИПАВ/Н20>

®НПАВ/Н20 <<: СГ/НПАВ/Н20! (6)

где аНпАв/н2о - поверхностное натяжение на границе мицелл НПАВ с водой, оИ1\ав/н2о - поверхностное натяжение на границе мицелл аналогичного по

гидрофобности ионогенного ПАВ с водой, СТг/ш1ав/н2о - межфазное натяжение микрореверсивных структур, образующихся при адсорбции НПАВ на коллоидных частицах Таким образом, имеет место гидрофобизация адслоями НПАВ выбуренных частиц и стенок скважины и сорбционно-сольватная стабилизация молекулами НПАВ алюмосиликатных дисперсных частиц Это обуславливает весьма высокую ценность НПАВ в качестве универсальных реагентов для буровых растворов, выполняющих, как стабилизирующую, так и ингибирующую функции

Важным направлением исследований является совершенствование смазочных и антиприхватных свойств промывочных жидкостей в результате совместного использования НПАВ с анионными ПАВ - солями жирных кислот (ЖК) В этих комплексах НПАВ выступает мицеллообразователем, количество которого строго лимитировано требованием полного диспергирования ЖК Содержание мицеллообразователя в смазочной добавке будет тем ниже, чем выше солюбили-зационная емкость применяемого НПАВ Силы гидрофобной ассоциации качественно можно рассматривать, как дополнительные вклады в работу когезии (для макроповерхности) или энергию Ван-дер-Ваальсовых взаимодействий (для дисперсных частиц) Между тем, энергия гидрофобных взаимодействий (ЭГВ) может быть рассчитана непосредственно, как энергия агрегации углеводородных радикалов Наиболее легко ЭГВ рассчитывается для анионных и катионных ПАВ

Среди широко применяемых НПАВ различают эмульгаторы и мицеллооб-разователи В целом, эмульгаторы обладают гораздо большей поверхностной ак-

тивностью на границе с неполярной фазой по сравнению с мицелообразователя-ми Так, поверхностное натяжение 0,3 %-ного раствора НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ)=4,3 на границе с гексаном составляет 2,7 мН/м, а раствора НПАВ с ГЛБ=16 той же концентрации - 20 мН/м При создании гете-роадагуляционных композиций наиболее эффективны среди НПАВ так называемые гидрофобизаторы - вещества, повышающие эффективность смазочного действия за счет усиления гидрофобного экранирования металлической («внутренние» гидрофобизаторы) или мицеллярной («внешние» гидрофобизаторы) поверхностей Гидрофобизаторы применяют при относительно высокой степени нейтрализации (СН) жирных кислот, когда в водной фазе бурового раствора имеется мицеллярная система, образованная солями жирных кислот При этом остаточные не нейтрализованные жирные кислоты солюбилизируются в мицеллах ПАВ К «внешним» гидрофобизаторам относятся полиалкиленгликоли, их алкил-, арил- и другие производные Действие полиалкиленгликолей заключается в гидрофобизации поверхности мицелл в результате комплексообразования с молекулами анионных ПАВ посредством подандных взаимодействий между атомами кислорода оксиалкильной цепочки и неорганическими противоионами При этом значительно снижается критическая концентрация мицеллообразова-ния (ККМ) нейтрализованных ЖК и увеличивается концентрация мицеллярных структур В результате повышается эффективность экранирования трущихся поверхностей за счет количественной гидрофобизации адсорбционных слоев мицеллами ПАВ К «внутренним» гидрофобизаторам можно отнести полиалкилси-локсан, образующийся при нейтрализации жирных кислот гидрофобизирующей кремнийорганической жидкостью (ГКЖ), а также олефины, ацетали, свободные ЖК, выступающие в рассматриваемых смазочных добавках в качестве естественного гидрофобизатора «Внутренний» гидрофобизатор органично включается в смазочную добавку в результате солюбилизации в углеводородных ядрах мицелл ПАВ, что усиливает когезионное взаимодействие между гидрофобными элементами адсорбционных слоев ПАВ и обеспечивает буровым растворам низкий коэффициент трения Действие «внешних» и «внутренних» гидрофобизато-ров можно оценить по величине энергии гидрофобных взаимодействий и между

углеводородными радикалами адсорбированных молекул, вычисляемой по следующему уравнению

и = Д^, (7)

где Ъ, - свободная энергия, освобождаемая при входе в состояние ассоциации каждой -СНг-группы, Д - средняя объемная плотность СНг- группы в адслое, С, - объем перекрытия соседних адслоев ПАГ В таблице 1 приведены результаты расчета энергии и для смазочных составов с равными СН, отличающихся природой используемого гидрофобизато-ра Из этих данных видно, что применение «внутреннего» гидрофобизатора -полиалкилсилоксана, более эффективно, чем действие смеси низкомолекулярных полиалкиленгликолей (ПАГ), выступающих в роли «внешнего» гидрофобизатора

Таблица 1 - Показатели эффективности смазочных добавок, использующих различные гидрофобизаторы, в глинистом буровом растворе (бентонит-7 %)

Смазочная добавка СН ККМ, % и, Дж к тр ЭСД, МПа"'

ЖК 0,35 0,108 6,75 10 18 0,042 0,0102

ЖК+ГКЖ 0,35 0,064 97,9 Ю-'8 0,035 0,0085

ЖК+ПАГ 0,35 0,011 7,5 10"18 0,040 0,0097

ЖК+ГКЖ+ПАГ 0,35 0,049 99,3 10"18 0,026 0,0063

Это объясняется тем, что полиалкилсилоксан, взаимодействуя с углеводородными радикалами адсорбированных ЖК, способствует более высокой гидрофобизации твердой поверхности В то же время, «внешние» гидрофобизаторы (ПАГ), обеспечивая наименьшие значения ККМ присутствующих ПАВ, не способны стабилизировать нормальную ориентацию неполярных цепей, которые располагаются практически параллельно поверхности трения

Смазочная способность также может улучшаться с повышением

солюбилизационной емкости мицелообразователя В таблице 2 приведены результаты исследования смазочной способности буровых растворов, обработанных смазочными составами, представляющими собой смеси ЖК (с С!4 по С]8) и мицеллообразователей (НПАВ с различными значениями ГЛБ)

Таблица 2 - Смазочные свойства гетероадагуляционных систем на основе комплексов НПАВ и ЖК

ЖК, % Содержание, % ГЛБ НПАВ ЭСД, МПа"1

ЖК+НПАВ,, (1 1) жк+нпав2, (1 1) ЖК+НПАВз, (1 п Са,% Ктр

0,5 - - 100 0,07 0,019

- 0,5 - - 16,5 50 0,06 0,015

- - 0,5 - 14,5 60 0,07 0,017

- - - 0,5 13,6 80 0,07 0,019

Примечание Прочность смазочного слоя характеризовали показателем

эффективности смазочного действия (ЭСД), имеющего

смысл удельного коэффициента трения (Ктр) смазочной

пленки, для которой предельная нагрузка составляет 1 МПа

В ней представлены также минимальные концентрации НПАВ Ск в смазочной добавке, обеспечивающие предельную солюбилизацию всех жирных кислот, присутствующих в системе Дана также оценка сравнительной эффективности применения мицеллообразователей с различными свойствами солюбили-заторов (ГЛБ=15-16) и стабилизаторов прямых эмульсий (ГЛБ=10-14)

Полученные результаты, приведенные в таблице 2, позволяют сделать следующие выводы Во-первых, введение мицеллообразователя в состав смазочной добавки практически не снижает коэффициент трения Это связано с тем, что повышение эффективности смазочного слоя не всегда компенсирует уменьшение содержания ЖК в смазочной добавке за счет наличия НПАВ Во-вторых, наиболее эффективно (обеспечиваются наименьшие значения ЭСД) применение солю-билизатора с оптимальным ГЛБ, равным 16,5, солюбилизатор с ГЛБ=14,5 менее эффективен из-за более низкой солюбилизационной емкости Использование в

качестве мицеллообразователя стабилизатора прямых эмульсий (НПАВ с ГЛБ=13,6) малоперспективно и заметно не улучшает смазочные свойства по сравнению с «чистыми» ЖК

Выполненные теоретические исследования позволили создать новый класс технологических жидкостей и смазочных добавок

Третий раздел диссертации посвящен лабораторным исследованиям и опытно-промысловым испытаниям модифицированных буровых растворов для различных условий бурения на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

В основу разработок положены современные теоретические представления о процессе ингибирования неустойчивых глинистых пород и использования реагентов с повышенными ингибирующими свойствами При решении задачи повышения антидиспергирующей способности разрабатываемых систем буровых растворов большое внимание уделялось созданию безопасных для окружающей среды промывочных жидкостей с учетом экологических особенностей их применения на месторождениях Западной Сибири

Лабораторные исследования по обоснованию оптимального состава пресного высокоингибирующего и экологически безопасного глинистого бурового раствора (ПВБР) проводились с помощью известных и специально разработанных методик с применением современного экспериментального оборудования и приборов Для определения ингибирующей способности и диспергирующей активности использовали тестер динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/Compactor и методику оценки диспергирования шлама (роллинг тест) Для определения технологических характеристик буровых растворов (реологические, тиксотропные свойства и фильтратоотдача) при разработке рецептур ПВБР использованы методики контроля параметров буровых и тампонажных растворов (СТП 103-2003)

Рецептуры глинистых буровых растворов корректировали с учетом прогрева до 75 °С Технологические параметры базовых растворов представлены в таблице 3

Таблица 3 - Технологические параметры базовых рецептур буровых растворов

№ п/п Состав раствора Технологические параметры

Р» кг/м3 т, °с фзоо ф 600 снс, дПа Колл, % Тф, % Ф, см3 рНф Па» мПа с То, ДПа ВНССооз об /3 мин п К

1 Глинистый раствор (р=1100 кг/см3) Kern Pas - 0,15 % Poly Kem-D - 0,03 % 1100 26 25 40 14/19 2,31 6 5,5 7,5-8 15,0 47,9 24194 0,68 0,37

2 Глинистый раствор (р=1100 кг/см3) Poly Kem-D - 0,3 % 1100 52 40 62 38/58 2,6 6 3,6 7,5 22,0 86,1 18196 0,63 0,78

3 Глинистый раствор (р=1100 кг/см3) Kem Pas - 0,15 % Poly Kem-D - 0,03 % Ксантановая смола -0,2 % 1120 40 34 48 24/34 2,64 7 4,5 7,5-8 14 96 28950 0,5 1,53

Из данных таблицы 3 следует, что оптимальным ингибирующим эффектом обладает рецептура № 2 На рисунке 1 представлены результаты оценки ингиби-рующей активности базовых рецептур бурового раствора Для сравнения приведена ингибирующая активность солевого биополимерного раствора (СБР) Аналогичные результаты получены при исследовании ингибирующей активности базовых рецептур методом роллинг-теста (таблица 4) Определен оптимальный экологически безопасный состав ПВБР на основе базовой рецептуры и комплексной ингибирующей добавки (полиэфир — неорганический ингибитор) для проводки вертикальных и наклонно направленных скважин (глинистый раствор р=1080 кг/м3, POLY КЕМ D 0,3 %, Гликойл 6 %, поташ 0,3 %) Кривые набухания различных рецептур ПВБР представлены на рисунке 2

По результатам лабораторных исследований разработана рецептура пресного высокоингибирующего экологически безопасного бурового раствора с ка-тионными реагентами ПВБР (К) Задачей исследований явился подбор азотсодержащих ингибиторов, обеспечивающих совместно с катионным органическим флокулянтом и анионным понизителем фильтрации в составе интерполимерного комплекса (ИПК), требуемые технологические свойства и эффективное снижение набухания глинистых сланцев

В качестве азотосодержащих производных в составе ПВБР (К) были исследованы реагенты глисол, флон, катасол, полиэтиленполиамины (ПЭПА), в качестве флокулянта - реагенты акрилового ряда, обладающие катионной активностью Дополнительно в системе бурового раствора использовались понизитель фильтрации и биополимер ксантанового ряда

На основании проведенных исследований реологических и фильтрационных параметров ПВБР (К) и анализа полученных результатов, для оценки ингибирующей активности выбраны две рецептуры, кинетика набухания которых представлена на рисунке 3 и рисунке 4 Из сравнения ингибирующей способности ПВБР (К) (Праестол 650 ВС - 0,6 %, ПАЦ НВ - 1,2 %, Polyxan - 0,2 % и ПЭПА - 1,0 %), обладающего меньшим коэффициентом набухания, с ингибирующей способностью базовых рецептур, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз», следует, что катионный состав обладает более высокими ингибирующими свойствами (рисунок 5)

О 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500

Время, мин.

Рисунок 1 - Кинетика набухания искусственных глинистых образцов в системе

Таблица 4 - Результаты исследования диспергирующей активности базо-

вых рецептур буровых растворов

№ п/п Состав раствора Т^исх. образца? гр Т^сух. остатка? гр П, % Д,% Среднее значение Д,%

1 Рецептура № 1: Глинистый раствор р=1080 кг/м3, Poly Kem-D - 0,03 % Kem Pas - 0,15 % 20 16,61 83,05 16,95 15,01

16,92 84,6 15,4

17,46 87,3 12,7

2 Рецептура № 2: Глинистый раствор р=1080 кг/м3, Poly Kem-D - 0,3 % 16,65 83,25 16,75 16,58

16,44 82,2 17,8

16,96 84,8 15,2

3 Рецептура № 3: Глинистый раствор р=1080 кг/м3, Poly Kem-D - 0,03 %, Kem Pas -0,15 %; Ксантановая смола -0,2 % 16,65 83,25 16,75 13,4

17,48 87,4 12,6

17,83 89,15 10,85

Рисунок 2 - Кинетика набухания искуственных глинистых образцов в системе пресных глинистых буровых растворов с добавкой ингибиторов на базе рецептуры: POLY КЕМ D 0,3 %

70

О 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Время, мин.

Рисунок 3 - Кинетика набухания глинистых образцов в системе ГТВБР(К): Праестол 650 ВС - 0,6 %; ПАЦ НВ - 1,2 %; Polyxan - 0,2 %; ПЭПА- 1 %

Время, мин.

Рисунок 4 - Кинетика набухания глнистых образцов в системе ГГВБР (К):

Праестол 650 ВС - 0,6 %; КМЦ 9 С - 1,2 %; Polyxan - 0,2 %; ПЭПА- I %

г^ со со

Время, мин.

-Kern Pas 0.15 %, PD 0,03 %

PD 0,3 % -ГБР (Кс.см 0,2 %)

-СБР: NaCl (р=1080 кг/мЗ), Камцел 1 %, Polyxan- 0,2 %

-ПВБР (К): 11раестол - 0,6 %; ПАЦ HB - 1,2 %; Polyxan - 0,2 %; ПЭПА - I %

Рисунок 5 - Кинетика набухания искусственных глинистых образцов в системе базовых буровых растворов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»

Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований установлено, что одним из вариантов экологически безопасной рецептуры промывочной жидкости, не содержащей минеральных солей и хлорид ионов, может быть использована пресная катионная система с применением полиаминов

Для бурения горизонтальных стволов разработана система высокоингиби-рующего экологически безопасного бурового раствора без твердой фазы не содержащего хлоридов на основе карбоната калия, гликойла, крахмала и биополимера (ВБР) Уникальность ВБР заключается в том, что благодаря образованию адсорбционных слоев, возникающих при адсорбции на глинистой мак роповерхно-сти комплексов полиэлсктролитов полисахаридной природы и полиэтиленглико-лей с катионами К+ усиливаются ингибирующие свойства системы (рисунок 6)

Рисунок 6 - Структура полимолекулярной адсорбции в избытке полиэти-ленгликоля

Экологическая безопасность раствора обеспечивается наличием в системе биоразлагаемых компонентов, включая минеральную составляющую (К2С03 в определенных условиях разлагается до углекислого газа и воды)

При бурении наклонных, пологих и скважин с горизонтальным окончанием ствола, где существенно возрастают энергозатраты на преодоление сил трения, большое значение имеют смазывающие свойства бурового раствора В настоящее время предпочтение отдается смазочным добавкам комплексного действия, которые, повышая долговечность и износостойкость бурового

оборудования, обеспечивают снижение адгезии фильтрационной корки и при-хватоопасность бурового раствора, снижают гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины Одним из основных требований к современным смазочным добавкам является экологическая безопасность их применения для объектов окружающей природной среды

Важнейшим принципом, определяющим эффективность той или иной смазочной добавки, является создание гидрофобных покрытий двух контактирующих поверхностей буровой компоновки и пород слагающих стенки скважины При этом, наиболее эффективен хемосорбционный монослой, образуемый высшими жирными кислотами и их солями с нитеобразным строением молекул

В качестве основного смазочного компонента и источника высокомолекулярных карбоновых кислот было выбрано талловое масло, Для того чтобы транспортировать молекулы активных жирных кислоты к поверхности трения, выступающей в роли адсорбента, необходимо добиться равномерного распределения присадки в водной дисперсионной среде раствора Распределение смазочного компонента за счет образования мицелярной лиофильной системы достигается введением в систему мицелооразующих и эмульгирующих поверхностно активных веществ (ПАВ) Результаты исследований диспергирующей и эмульгирующей способности позволили выбрать наиболее оптимальные соотношения смазочного компонента (ЛТМ) и эмульгаторов в рецептуре разрабатываемой смазочной добавки и оптимальное содержание комплексной смазочной добавки, получившей название БИОЛУБ ЬУЬ, в солевых биополимерных растворах без твердой фазы и полимерглинистых системах (таблица 5)

В четвертом разделе приводятся результаты лабораторно-аналитиеских исследований по разработке модифицированного состава облегченного тампо-нажного материала для геолого-технических условий крепления скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

При креплении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве облегченного тампонажного материала используются гельцементные смеси, характеризующиеся длительными сроками схватывания и недостаточной прочностью при низких положительных и отрицательных температурах

Таблица 5 - Влияние опытного образца смазочной добавки на технологические параметры модельных растворов

Растворы Параметры

Р. кг/ м3 Т, °С СНС, дПа 300/600 Ф, см3 рН И Ч. мПа с 1<ь ДПа п К внсс

Модельный солевой биополимерный (СБР) 1068 76 34/38 55/75 7,0 7,2 0,221 20 168 0,45 3,38 5199

СБР + 0,1 % БИОЛУБ ЬУЬ 1070 74 34/38 56/76 6,0 6,7 0,184 20 173 0,44 3,60 4999

СБР + 0,3 % БИОЛУБ ЬУЬ 1070 76 34/38 55/75 7,0 6,7 0,175 20 168 0,45 3,38 5999

СБР + 0,5 % БИОЛУБ ЬУЬ 1068 85 34/38 61/84 6,0 6,7 0,116 23 182 2,98 0,00 5197

(С) + 0,1 % СРЖН 1070 76 29/34 52/71 6,0 7,8 0,193 19 158 0,45 3,16 4799

(С) + 0,3 % СРЖН 1070 68 29/34 52/71 6,5 7,8 0,182 19 158 0,45 3,16 6799

(С) + 0,5 % СРЖН 1070 68 29/34 50/69 6,5 7,8 0,175 19 149 0,46 2,76 7598

Модельный полимерглинистый раствор (ПГР) 1198 48 77/259 42/59 7,4 8,0 0,415 17 120 0,49 1,98 57188

ПГР + 0,1 % БИОЛУБ ЬУЬ 1196 48 72/245 37/53 7,5 8,0 0,345 16 101 0,52 1,46 55788

ПГР + 0,3 % БИОЛУБ ЬУЬ 1194 46 72/250 37/52 7,6 8,0 0,158 15 106 0,49 1,73 56195

ПГР + 0,5 % БИОЛУБ ЬУЬ 1189 42 67/230 34/48 7,8 8,0 0,141 14 96 0,5 1,53 52362

ГР + 0,1 % СРЖН 1198 42 62/254 37/53 7,5 8,0 0,389 16 101 0,52 1,46 49889

ГР + 0,3 % СРЖН 1192 42 53/235 36/51 7,8 8,0 0,278 15 101 0,5 1,57 52146

ГР + 0,5 % СРЖН 1188 40 53/250 35/50 8,0 8,0 0,245 15 96 0,51 1,42 53982

Одним из существенных дефектов крепи нефтяных и газовых скважин является возникновение межпластовых перетоков, нарушение герметичности резьбовых соединений под воздействием знакопеременных осевых нагрузок, коррозия обсадных колонн при контакте с минерализованными водами Для качественного цементирования скважин необходимо применять цементы с высокими прочностными свойствами, седиментационно устойчивые

Кроме того, при плотности 1250- 1500 кг/м3 цементный камень должен быть устойчивым к агрессивным водам

Поскольку, техническое состояние крепи стало определять не только эффективность применения тех или иных систем разработки углеводородных залежей, но и экологическое состояние окружающей природной среды, негативными последствиями которого становятся нарушения охраны недр, водных ресурсов, растительности, мест обитания животного мира и т д , главными критериями качества и эффективности работ по креплению скважин являются герметичность крепи и длительность периода безотказной эксплуатации всех ее элементов - приствольной зоны массива горных пород, цементного кольца и колонны обсадных труб

Для решения данной проблемы поставлена цель создания облегченного тампонажного материала, заводской готовности с расширенными функциональными характеристиками, повышающими качество крепления скважин при температурах от 20 °С до 100 °С, удовлетворяющего современным требованиям крепления скважин в условиях Западной Сибири Реализуется эта цель путем решения следующих задач

1 Обоснованием выбора базового вяжущего,

2 Выбором облегчающей добавки и разработкой рецептуры облегченного тампонажного материала полной заводской готовности,

3 Исследованием облегченного тампонажного материала в лабораторных условиях и испытанием при цементировании скважин для решения вопроса эффективности и технологичности его применения

При разработке оптимального состава облегченного тампонажного материала исследованы составы с различным соотношением компонентов, результаты которых представлены в таблице 6

Одновременно исследовано влияние тонкости помола клинкера на реологические и физико-химические свойства облегченного тампонажного материала (таблица 7) По результатам исследований установлена оптимальная тонкость помола, при которой остаток на сите 008 составляет 10-12 %

При выборе облегчающей добавки большое внимание уделено предварительной подготовке исходного сырьевого материала (трепела), которая заключается в его термообработке при специально подобранном температурном режиме При этом, происходит сушка до нулевой влажности и активация трепела, что позволяет получить облегченный тампонажный материал и раствор на его основе плотностью 1400-1500 кг/м3 с низким водоотделением, высокими прочностными характеристиками камня и обеспечить длительные сроки хранения материала Физико- механические и реологические параметры тампонажного раствора и камня из предлагаемого облегченного материала, хранящегося в течение 9 месяцев соответствуют требованиям ГОСТ 1581-96 и превышают параметры известных облегченных материалов, измеряемые в идентичных условиях

На основании проведенных лабораторных исследований разработан состав облегченного тампонажного материала и выпущена опытная партия в ОАО «Сухоложскцемент» Физико-химические и реологические свойства облегченного тампонажного цемента и гельцемента приведены в таблице 8

Промысловые испытания тампонажного материала, облегченного термо-обработанным трепелом проведены при цементировании 9 эксплуатационных колонн и 29 кондукторов По данным ГИС подъем цемента за эксплуатационной колонной достиг расчетного уровня во всех скважинах, подъем за кондукторами достиг расчетной высоты в 26 случаях И только в трех скважинах уровень цементного раствора составил 20-30 м ниже расчетного Коэффициент качества крепления по опытным скважинам превысил базовые (гельцементные растворы) на 12-15 % Экономический эффект от внедрения разработки на этапе промышленных испытаний составил 3361680 руб

Таблица 6 - Влияние соотношения компонентов на свойства облегченного тампонажного материала

Состав смеси, % Температура опыта, °С В/С Растекае мость, мм Плотность раствора, кг/м3 Сроки схватывания, ч-мин Время за-густева-ния, мин Водоотде-ление, мл

Клинкер Трепел известняк гипс

Начало Конец

72 25 1 3 22 0,9 235 1550 12-45 17-00 9,3

72 25 1 3 75 0,9 235 1550 88 9,3

67 28 2 3 22 0,9 212 1520 12-00 17-25 8,5

67 28 2 3 75 0,9 212 1520 115 8,5

56 38 3 3 22 0,9 205 1490 10-00 12-15 0

56 38 3 3 75 0,9 205 1490 165 0

47 45 4 3 22 0,9 185 1480 10-55 16-30 0

47 45 4 3 75 0,9 185 1480 130 0

42 50 5 3 22 0,9 170 1460 11-30 15-25 0

42 50 5 3 75 0,9 170 1460 120 0

Таблица 7 - Влияние тонкости помола на свойства облегченного тампо-нажного материала

Помол шихты, остаток на сите 008, % Температура опыта, °С В/С Растекае-мость, мм Плотность раствора, кг/м3 Сроки схватывания, ч-мин Время загус-тевания, мин

начало конец

5,5 22 1,05 195 1430 9-00 14-00

5,5 75 1,05 195 1430 70

7,5 22 1,05 205 1430 9-15 14-30

7,5 75 1,05 205 1430 90

9,5 22 1,05 210 1430 9-25 15-20

9,5 75 1,05 210 1430 110

11,5 22 1,03 205 1430 9-35 16-00

11,5 75 1,03 205 1430 160

Состав шихты Клинкер - 46 %

Трепел - 45 %

Известняк - 2 %

Гипс - 7 %

Пятый раздел работы посвящен комплексной оценке экологического воздействия технологии бурения на окружающую среду и разработкам, повышающим уровень их безопасности Основными источниками загрязнения окружающей среды при строительстве скважин являются технологические отходы бурения отработанный буровой раствор (ОБР), буровой шлам (БШ), буровые сточные воды (БСВ), химические реагенты и материалы, углеводородные жидкости Анализ показывает, что имеющиеся сведения о токсичности, отходов бурения и их поражающего воздействия на природные экосистемы разнообразны и часто противоречивы Недостаточно изучены вопросы влияния тяжелых металлов на токсичность отходов бурения, процессы миграции загрязнителей в почвогрунты и водную среду, не доработаны экспресс-методы оценки влияния жидких отходов и бурового шлама

Таблица 8 - Физико-механические и реологические свойства облегченного тампонажного цемента производства ОАО «Сухолож-скцемент» и гельцементной смеси

Состав смеси Температура опыта, "С В/С Расте-кае-мость, мм Плотность раствора, кг/м3 Сроки схватывания, ч-мин Время загус-тева-ния, ч-мин Предел прочности при изгибе, МПа, 48 час Водо-отделение, мл

Начало Конец

ПЦТШо65-100 Сухой лог 75 0,9 235 1530 1-50 2-00 95 1,65 1,6

ПЦТ Шо65-100 75 1,05 >250 1470 2-15 2-50 145 1,4 3,6

ПЦТ Шо65-100 22 0,9 235 1530 9-50 13-45 - 0,86 1,6

ПЦТШоб5-100 22 0,95 245 1520 10-00 14-00 - 0,8 2,2

ПЦТ-П-50 - 86% глинопорошок -14% 75 1,0 >250 1480 2-35 4-55 - 1,4 7сут-1,85 14сут-1,97 28сут-1,87 9,0

ПЦТ Шо65-50 75 1,1 >250 1460 1-30 2-35 145 1,2 4,0

ПЦТ Шоб5-50 22 1,0 240 1490 >10 >300 06 2,4

ПЦТ Шо65-50 75 1,0 250 1500 1-45 2-45 160 1,65 3,1

ПЦТ Шо65-50 22 0,95 240 1510 9-30 12-50 >300 0,7 2,4

Для оценки технологичности систем буровых растворов предложен комплексный подход, основанный на изучении физико-химических, эколого-гигиенических свойств материалов и отходов бурения А о степени их влияния на природные объекты судили по изменению экологического фона в районах массового строительства скважин

Исследование токсичности буровых растворов и отходов бурения проводили по двум направлениям

1 Оценка изменения токсичности бурового раствора и выбуренной породы (шлама) в процессе бурения скважины

2 Эколого-гигиеническая оценка отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) и химреагентов

Изменение токсичности бурового раствора и шлама в процессе бурения оценивалось по изменению физико-химических показателей в пробах, отобранных из различных интервалов общепринятыми методами По мере углубления происходит увеличение содержания органических веществ в буровом растворе, что объясняется повышением концентрации химреагентов, появление нефти (связано с наличием ее в породе коллектора) Повышенное содержание солей в интервале 1000-1700 м объясняется попаданием из сеноманских отложений агрессивных щелочно-хлоридно-натриевых пластовых вод БШ помимо техногенных может содержать в своем составе и природные загрязнители, к которым относятся нефть, тяжелые металлы, соли, радиоактивные элементы в количествах, превышающих фоновые концентрации

На поверхности земли возможна мобилизация токсичных веществ из БШ, в частности, тяжелых металлов, за счет вымывания с атмосферными осадками, инфильтрационных почвенных процессов, переноса ветром, агрессивного (подкисляющего) действия корневой системы растений, метаболических микробных процессов Проведенные санитарно-химические исследования буровых шламов свидетельствуют о том, что они содержат в своем составе повышенные по сравнению с кларками элементов в земной коре по А П Виноградову концентрации марганца, железа, никеля, кобальта, меди, цинка и хрома, которые превышают также предельно-допустимые концентрации для почв (ПДКп, ОДК„) Определением содержания подвижных форм тяжелых металлов (токсикантов) установлено, что эти элементы находятся в форме малоподвижных, трудно выщелачиваемых соединений (рисунок 7), что позволяет оценить образцы буровых шламов как безопасные для окружающей среды Радиоактивное загрязнение грунтов определялось по их удельной активности (Бк/кг) по гамма-излучению Изменение естественного радиоактивного фона не зафиксировано

Степень токсичности отходов бурения определяли по их влиянию на теплокровных животных (кроликов, белых крыс и морских свинок) Разработаны первичные токсикологические паспорта и ПДК в воде рыбохозяйственных

О

водоемов для всех видов отходов (БСВ, ОБР, БШ) и их смеси, которые могут быть взяты за основу при оценке воздействия на объекты окружающей среды отходов бурения в процессе строительства скважин, выбора способов их размещения, хранения, утилизации, рекультивации нарушенных земель, оценке ущерба в аварийных ситуациях

Расчетным путем определено и подтверждено проведенными лабораторными экспериментами, что рецептуры полимерглинистых растворов на основе акриловых полимеров Poly Kern D и Kern Pas (или их аналогов), при их концентрациях в БШ до 250 мг/л и 125 мг/л соответственно, не обладают острой токсичностью по отношению к высшим растениям, гидробионтам и микроорганизмам Таким образом, мы практически работаем в области безопасных концентраций и получаемые отходы бурения не будут оказывать отрицательного воздействия на окружающую природную среду, тем более, что не происходит залповых сбросов больших объемов в природные объекты, и буровые шла-мы не являются почвой для произрастания растений

С использованием математической модели шламового амбара проведены теоретические исследования процесса миграции отходов бурения и предложен метод расчета распространения токсикантов в объекты природной среды

В качестве критерия количественной оценки миграции содержимого шламового амбара (ША) принят радиус влияния RM Получена зависимость Яш,, позволяющая расчетным путем определять зону распространения техногенных токсикантов через дно и стенки земляных котлованов

АУГ

RBjl=K ^

BUIALU1A , <7 А г- ,/2

+ 2А С di т Т H, (8)

Ц р V п где К - коэффициент фильтрации, м/сут , А - коэффициент размерности,

С - коэффициент, характеризующий загрязненность грунта (100-500), с1э - дисперсность шлама, мм, Н - глубина залегания водоупора, м, р - плотность бурового раствора, кг/м3,

ц - вязкость бурового раствора, спз,

ДУ„ - геодезическое превышение уровня жидкости в ША над уровнем

грунтовых вод, м,

Ьша - длина ША, м,

Вша - ширина ША, м,

Т - время существования ША,

т - температурный коэффициент

По выведенной формуле нами были просчитаны радиусы распространения основных токсикантов для 7 выбранных экспериментальных кустов скважин, расположенных на трех типах рельефа местности суходол, пойма, болото Расчетные данные свидетельствуют о том, что зона распространения фильтратов буровых растворов из шламового амбара не превышает 100 м

Достоверность и возможность использования этой формулы для определения зоны влияния ША на природные объекты была подтверждена экспериментально путем химического анализа проб грунтов и поверхностных вод, отобранных на различных расстояниях от объектов

Расчетные радиусы влияния по исследуемым кустам не превышают стометровую отметку Теоретические исследования подтверждены экспериментальным путем Сравнение показателей содержания токсикантов в проанализированных пробах почвогрунтов и природных вод свидетельствует о том, что наблюдается несколько повышенное содержание солей (Ыа+, СГ ) и нефтепродуктов в почвогрунтах и грунтовых водах, элементов Со, '¿п, N1, Мп, Ва и РЬ в болотных водах и Ре, Мп, Си, РЬ, Сг, Мо и Ая в почвогрунтах в радиусе 100 м от кустовых площадок В более удаленных точках показатели приближались к фоновым

В процессе работы разработана и апробирована методика проведения исследований по распространению техногенного влияния отходов бурения на окружающую природную среду, ключевые положения которой легли в основу методики проведения экологического мониторинга в ОАО "Сургутнефтегаз"

По результатам аналитических обобщений, лабораторных исследований и промысловых испытаний разработан комплекс экологически безопасных технологий строительства скважин позволяющий повысить качество, технико-экономические и экологические показатели буровых работ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Получила дальнейшее развитие теория гидрофобных взаимодействий (термодинамика промывочных систем) в водных дисперсионных средах, раскрыт механизм «мягкого» ингибирования, который позволил осуществить гидрофобную модификацию недиспергирующих буровых растворов неионоген-ными ПАВ и усовершенствовать методику прогнозной оценки эффективности применения полимеров при первичном вскрытии продуктивной толщи

2 По результатам научных обобщений и исследований дана аналитическая оценка современного состояния технологии бурения и заканчивания скважин в геолого-технических условиях Сургутского региона Установлено, что ключевыми проблемами повышения качества, эффективности и технико-экономических показателей буровых работ являются

- защита природных коллекторских свойств и долговременная изоляция нефтегазовых пластов от флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи,

- повышение технической надежности крепи и экологической безопасности строительства скважин

3 В результате развития традиционных представлений о физико-химической природе промывочных дисперсий сформулирована новая технологическая идея их совершенствования на основе приложения теории неравновесных процессов и синергетических межреагентных взаимодействий

4 Предложены научно обоснованные методики оценки ингибирующих свойств буровых растворов, исследования влияния технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов

5 Разработан и внедрен в производство комплекс технологических решений по повышению качества, эффективности и экологической безопасности бу-

ровых работ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», включающий

- рецептуры высокоингибирующих, экологически безопасных буровых растворов (ПВБР, ПВБР-К),

- оптимизированные составы облегченного тампонажного материала с добавкой термообработанного трепела,

- смазывающая добавка к буровым растворам марки «БИОЛУБ ЬУЬ»,

- технология приготовления и обработки минерализованного экологически безопасного бурового раствора ВБР

6 Разработан научно-методический подход и получена комплексная оценка экологического воздействия технологии буровых работ на окружающую природную среду

7 Результаты выполненных работ легли в основу 10 руководящих документов, являющихся нормативной базой для проектирования строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» Годовой экономический эффект от внедрения разработок автора составил 48 миллионов рублей

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

а) монографии

1 Вахрушев Л П Элементы термодинамики промывочных жидкостей Монография / Л П Вахрушев, О А Лушпеева, Е В Беленко - Екатеринбург Изд-во Путиведь, 2003 - 151 с

б) научных статьях в журналах, рекомендованных ВАК РФ

2 Лушпеева О А Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью / О А Лушпеева, С А Гарьян, В М Лима-новский, Г Н Лышко // Нефтяное хозяйство -1982 - № 8 - С 18-22

3 Батурин Ю Е Научно-проектное обеспечение нефтедобычи в ОАО «Сургутнефтегаз» / Ю Е Батурин, О А Лушпеева, В П Ваганов, А И Шешу-ков//Нефтяное хозяйство - 1997 - №9 - С 16-18

4 Зельцер П Я Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями на месторождениях Сибири / П Я Зельцер, О А Лушпеева, Н Т Лосева, А Г Фазлыев//Нефтяное хозяйство-1998 -№ 1 -С 33-35

5 Шамрай Ю В Лабораторные и промысловые испытания ПАВ комплексного действия СНПХ-ПКД-515 / Ю В Шамрай, О А Лушпеева, Р Г Ша-кирзянов, ВН Кошелев, Г Б Проводников//Нефтяное хозяйство-1998 -№2 -С 114-115

6 Лушпеева О А Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО Сургутнефтегаз / О А Лушпеева, Г П Зозуля, А Т Кошелев, В Г Долгов//Известия вузов Нефть и газ - 1999 - №4 - С 37-43

7 Лушпеева ОАО природе синергетического эффекта в полимерглини-стых буровых растворах / О А Лушпеева, В Н Кошелев, Л П Вахрушев, Е В Беленко // Нефтяное хозяйство - 2001 - № 3 - С 28-30

8 Лушпеева О А Полимердисперсные синергетические явления и новые системы буровых растворов / О А Лушпеева, В Н Кошелев, Л П Вахрушев, ЕВ Беленко, Д В Проскурин//Нефтяное хозяйство - 2001 -№4 - С 23-24

9 Лушпеева О А Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / О А Лушпеева, А А Балуев, Е А Усачев, Т В Трошева // Нефтяное хозяйство -2001 - № 9 -С 35-37

10 Лушпеева О А Пространственно структурированные водные безглинистые буровые растворы / О А Лушпеева, В Н Кошелев, Л П Вахрушев, Е В Беленко, А И Пеньков // Там же - С 48-51

11 Лушпеева О А Использование реологической модели бурового раствора для контроля давления в скважине / О А Лушпеева, Г С Ширяев, Г Б Проводников // Там же - С 44-47

12 Лушпеева О А Разработка и применение концепции «пульсирующих» эмульсий для бурения горизонтальных стволов малого диаметра / О А Луш-

пеева, В Н Кошелев, JI П Вахрушев, Е В Беленко // Нефтяное хозяйство -2002 - № 8 - С 76-78

13 Лушпеева О А Выбор бурового раствора для зарезки бокового ствола / О А Лушпеева, А А Балуев, И К Диниченко // Бурение и нефть - 2002 - № 8 -С 46-48

14 Лушпеева О А Совершенствование рецептур буровых растворов для условий строительства скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / О А Лушпеева, Г Б Проводников, Н Т Лосева, В И Безденежных, Э В Сафа-ров // Там же - С 79-83

15 Лушпеева О А Структурированные технологические жидкости для за-канчивания скважин / О А Лушпеева, И К Диниченко // Там же - С 84-87

16 Лушпеева О А Высокоингибирующий экологически безопасный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин / О А Лушпеева, Г Б Проводников, И В Лодина, Л П Вахрушев, В П Полищученко // Нефтяное хозяйство - 2007 - № 9 -С 46-49

в) статьях и тезисах докладов

17 Гарьян С А Реагент на основе кубовых остатков производства резор-цин-формальдегидных смол / С А Гарьян, Г Д Евтушенко, В М Лимановский, О А Лушпеева // Техника и технология промывки и крепления скважин Тр ВНИИКРнефть - Краснодар, 1976 -Вып 10 - С 34-37

18 Гарьян С А Малоглинистый буровой раствор для забойных температур до 150 градусов / С А Гарьян, В М Лимановский, О А Лушпеева // Там же - С 37-43

19 Алишанян В Р Оценка блокирующей способности фильтратов буровых растворов / В Р Алишанян, О А Лушпеева, В М Мичник // Нефть и газ Западной Сибири Сб тез докл второй Всесоюз конф - 1989 -С 130

20 Алишанян В Р Комплексные порошкообразные реагенты - регуляторы свойств буровых растворов / В Р Алишанян, Л П Вахрушев, О А Лушпеева //

Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири Сб науч тр -Тюмень СибНИИНП, 1989 - С 69-73.

21 Лушпеева О А Применение трехступенчатой системы очистки буровых растворов от выбуренной породы на Восточно-Сургутском месторождении / О А Лушпеева, Л В Нарушева, А А Сидоров // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири Сб науч тр СибНИИНП - Тюмень, 1989 -79-87

22 Алишанян В Р Изучение свойств смазочных добавок для буровых растворов / В Р Алишанян, О А Лушпеева, Л В Нарушева, А А Сидоров // Пути повышения эффективности и качества строительства нефтяных скважин в Западной Сибири Сб науч тр СибНИИНП - Тюмень, 1990-С 28-33

23 Алишанян В Р Композиционное модифицирование эфиров целлюлозы / В Р Алишанян, Л П Вахрушев, О А Лушпеева // Новые материалы и жидкости для бурения скважин, вскрытия и гидроразрыва продуктивных пластов Сб науч тр НПО «Бурение» - Краснодар, 1990 - С 96-109

24 Кошелев В Н Исследование буровых растворов и перфорационных жидкостей, применяемых для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / В Н Кошелев, О А Лушпеева, А И Пеньков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб науч тр СургутНИ-ПИнефть -М, 1997-С 87-95

25 Лушпеева О А Использование модифицированных крахмальных реагентов для бурения скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / О А Лушпеева, Л В Корикова, Л П Вахрушев, В Н Кошелев//Там же - С 115-120

26 Лосева Н Т - Облегченные тампонажные растворы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния / Н Т Лосева, О А Лушпеева, П Я Зельцер // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб науч тр СургутНИПИнефть - Москва, 1997 -С 121-132

27 Кошелев В Н Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / / В Н Кошелев, О А Лушпеева, Г Б Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола Сб науч тр НПО «Бурение» - Краснодар, 1998 - С 114-120

28 Лушпеева О А Экологические аспекты строительства нефтегазовых скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности Сб тез докл четвертой Всерос науч -прак конф - С-Пб , 1999 -Т 2 - С 80-83

29 Лушпеева О А Мониторинг окружающей среды при добыче и транспортировке нефти / О А Лушпеева, Л П Капелькина, Н Г Медведева, Г М Лаврентьева // Новое в экологии и безопасности жизнедеятельности Сб тез докл четвертой Всерос науч -прак конф - С-Пб , 1999 - Т 3 - С 446

30 Лушпеева О А Оценка влияния отходов бурения на окружающую природную среду Обеспечение экологической безопасности при проведении буровых работ // Материалы НТС ОАО «Газпром» - Тюмень, 1999 - С 56 - 62

31 Лушпеева О А Состав жидкостной ванны для ликвидации прихватов // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб науч тр СургутНИПИнефть - Екатеринбург, 2000 -Вып 2-С 12-22

32 Лушпеева О А Комплексный подход к выбору бурового раствора для условий бурения скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / О А Лушпеева, Н Т Лосева, В Г Долгов // Там же - С 23-27

33 Лушпеева OAK вопросу об оценке качества вскрытия продуктивных пластов нефтяных скважин / О А Лушпеева, В Н Кошелев, В А Куксов, В Г Долгов // Там же - С 28-36

34 Лушпеева О А Комплекс технико-технологических мероприятий, направленных на снижение воздействия процесса строительства скважин на окружающую природную среду // Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке Бурение скважин Сб докл

науч -практ конф 16-17 февраля 2000 г - Тюмень, 2000 - Часть III - С 15 -20

35 Лушпеева О А Опыт применения облегченных тампонажных материалов в ОАО «Сургутнефтегаз» / О А Лушпеева, Н Т Лосева // Там же - С 21 -26

36 Лушпеева О А Итоги и перспективы развития научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ СургутНИПИнефть / О А Лушпеева, А И Шешуков, В С Мамутин, Ю Е Батурин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб науч тр СургутНИПИнефть - Екатеринбург, 2001 - Вып 3 - С 314

37 Лушпеева О А Теоретические основы повышения эксплуатационных свойств тампонажных материалов / О А Лушпеева, Н Т Лосева, В М Возми-тель // Там же - С 279-284

38 Лушпеева О А Разработка и исследование рецептур буровых растворов для бурения боковых стволов / О А Лушпеева, Г Б Проводников, Н Т Лосева, Л В Корикова // Там же - С 285-292

39 Лушпеева О А Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов / О А Лушпеева, А И Пеньков, В Н Кошелев, Л П Вахрушев, Е В Беленко // Там же - С 293-298

40 Лушпеева О А Высокоэффективный кислотный реагент СПК-150 для освоения, испытания и ремонта скважин / О А Лушпеева, Г Б Проводников, В И Безденежных // Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности Сб материалов Всерос науч -практ конф, -Москва, 2002 - С 30-32

41 Лушпеева О А Основные направления научно-исследовательских работ в области строительства скважин / О А Лушпеева, К Н Харламов, Г Б Проводников // Интервал - 2002 - № 1 - С 70-73

42 Лушпеева О А Биолуб-LVL - новая высокоэффективная смазочная

добавка /ОА Лушпеева, И В Лодина, Н Т Лосева, Л П Вахрушев // EURASIA Oil&Gas - № 5 - С 16-22

43 Лушпеева О А Теоретические основы разработки и применения экологически безопасных ингибирующих буровых растворов / О А Лушпеева, Л П Вахрушев, В П Полищученко, Н Т Лосева // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Тез докл 6 науч -практ конф -М , 2006 - С 42-43

44 Лушпеева О А Способы повышения эффективности действия смазочных добавок для буровых растворов / О А Лушпеева, Л П Вахрушев, В II Полищученко, Н Т Лосева // Там же - С 36-37

45 Лушпеева О А Материалы и реагенты в экологически безопасных композиционных составах жидкостных ванн для ликвидации прихвата / О А Лушпеева, И В Лодина, Н Т Лосева, Г Б Проводников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона Сб науч тр СургутНИПИнефть - М Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2006 -Вып 7 - С 147 - 152

46 Лушпеева О А Разработка и испытание высокотемпературного утяжеленного бурового раствора на Ульяновском месторождении / О А Лушпеева, Г Б Проводников, Н С Пупышева, Н Т Лосева, Н В Попова//Там же -С 179185

47 Лушпеева О А Исследование коагулирующей способности отработанного солевого биополимерного раствора и разработка метода его утилизации / О А Лушпеева, Г Б Проводников, Н Т Лосева, И В Лодина // Там же -С 198-203

48 Лушпеева О А Определение технологической эффективности реагентов для нефтяной промышленности, производимых ЗАО «Полицелл» / О А Лушпеева, Н В Попова // Эфиры целлюлозы и крахмала синтез, свойства, применение Материалы 11-й Междунар науч-техн конф - Владимир, 2007 -С 195-198

г) авторских свидетельствах и патентах на изобретение

49 А с 1680752 СССР, С 09 К 7/02 Буровой раствор / А А Сидоров, О А Лушпеева, Л В Нарушева, ЮН Мойса (СССР) - № 4721050/03, Заявлено 06 05 89, Опубл 30 09 91, Бюл № 36

50 А с 1821489 СССР, С 09 К 7/02 Буровой раствор / А А Сидоров, О А Лушпеева, С 3 Зарипов, С Н Бастриков (СССР) - № 4875653/03, Заявлено 10 07 90, Опубл 15 06 93, Бюл №22

51 Пат 17776269 СССР, С 09 К 7/02 Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе / В Г Гермашев, Т Н Виноградова, Ю Н Мойса, О А Лушпеева (СССР) - № 4844356/03, Заявлено26 06 90, Опубл 15 11 92, Бюл № 42

52 Пат 2156857 РФ, С 2 7 Е 21 В 31/03 Состав ванны для ликвидации прихвата колонны труб / О А Лушпеева, Л В Корикова (Россия) - № 98116500/03, Заявлено 01 09 1998, Опубл 27 09 2000, Бюл № 27

53 Пат 2156859 РФ, С 2 7 Е 21 В 43/22 Способ заканчивания скважин / А И Пеньков, О А Лушпеева, В Н Кошелев (Россия) -№ 98116499/03, Заявлено 01 09 1998, Опубл 27 09 2000, Бюл № 27

54 Пат 2204691 РФ, С 2 7 Е 21 В 33/138 Облегченный тампонажный состав / О А Лушпеева, Н Л Щавелев, Н Т Лосева, А Г Рябцев (Россия) - № 2001105076/03, Заявлено 21 02 2001, Опубл 20 05 2003, Бюл № 4

55 Пат 2208033 РФ, С 2 7 С09 К 7/02 Буровой раствор без твердой фазы / О А Лушпеева, Н Л Щавелев, Н Т Лосева, Ю Н Маслов (Россия) - № 2001105228/03, Заявлено 23 02 2001, Опубл 10 07 2003, Бюл № 19

56 Пат 2272824 РФ, С 2 (51 МПК) С 09 К 8/08 Биокатионный буровой раствор / О А Лушпеева, Н Т Лосева,, Г Б Проводников, Е В Беленко (Россия) - № 2004102573/03, Заявлено 28 01 2004, Опубл 27 03 2006, Бюл № 9

57 Пат 2290426 РФ, С 1 С 09 К 8/08 Буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами / О А Лушпеева, Ф Р Яхшибеков, В И Рассадников, Н Т Лосева, Г Б Проводников, И В Лодина, Л П Вахрушев (Россия) - № 2005112372/03, Заявлено 25 04 2005, Опубл 27 12 2006, Бюл № 36

58 Пат 2304604 РФ, С 2 С 09 К 8/035 Смазочная добавка для буровых растворов БИОЛУБ ЬУЪ / О А Лушпеева, Ф Р Яхшибеков, В И Рассадников, Н Т Лосева, Л П Вахрушев, В В Малов, Л И Воеводин (Россия) -№ 2005109003/03, Заявлено 30 03 2005, Опубл 20 08 2007, Бюл № 23

Соискатель ^^И/^^^О О А Лушпеева

Подписано в печать 14 03 2008 г Формат 60x84/16 Бумага финская Печать Riso Уел печ л 2,64 Тираж 100 Заказ 145

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук» Лицензия ПД № 170003 от 06 07 2000 г 625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452) 46-54-04, 46-90-03

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Лушпеева, Ольга Александровна, Тюмень

сию кубического типа, стабилизированную полимером, и обладает весьма высокой технологической эффективностью, сравнимой с растворами на нефтяной основе.

2.1. Элементы термодинамики гетерогенных систем

Из опыта практического применения современных буровых реагентов можно констатировать функциональную двойственность разработки концепции модернизации промывочных систем. С одной стороны, широкое распространение получили ин-гибирующие и недиспергирующие растворы и реагенты, основной характеристикой которых является практически полное отсутствие твердой коллоидной фазы. В результате, убрав из системы твердые дисперсные частицы, мы избавляемся от множества проблем, связанных с их присутствием: нарушение стабильности и коагуляцион-ные процессы, локальные загущения и многое другое. Для этой цели принято использовать так называемые ингибирующие добавки, представляющие собой вещества, молекулы которых склонны к сорбции на поверхности глинистых минералов, снижая тем самым ее сродство к водной полярной среде. В то же время существует целый класс активно применяющихся реагентов-пептизаторов, которые наоборот стабилизируют коллоидную глинистую фазу, обладая ярко выраженными антифлокулирую-щим и антикоагулирующим действиями. В первую очередь, это различные полианионные стабилизаторы и понизители водоотдачи - производные целлюлозы, крахмала, реагенты полиакрилового ряда, соли лигносульфоновых кислот.

Таким образом, практически во всех современных системах буровых растворов одновременно присутствуют и пептизаторы, стабилизирующие глинистые коллоиды, и гидрофобизаторы, обладающие антидиспергирующим и флокулирующим эффектами. То есть, поддерживая неизменной степень дисперсности глинистой фазы, мы вынуждены оптимально сочетать в составе раствора агенты различной природы, что весьма затрудняет управление свойствами промывочной жидкости. С другой стороны, отказ от применения ингибиторов набухания сланцев и переход к тотальной пеп-тизации и максимальной кинетической стабилизации глинистых суспензий приводит к чрезвычайно высокой наработке раствора в результате неизбежных разбавлений для снижения концентрации коллоидной фазы. Тотальное ингибирование с применением высоких концентраций агрессивных гидрофобизаторов (катионные и анионные ПАВ, комплексоны, катионы щелочных и щелочноземельных металлов) весьма опасно, так

125/ по той причине, что в биологических макромолекулах имеется большое количество групп, которые должны приводить к возникновению такого эффекта, а, следовательно, и конформация макромолекул в целом существенно должна от них зависеть. Так, гидрофобные взаимодействия в белках впервые рассмотрел Кауцман /126/, затем более подробно исследовали Немети и Шерага /116/, которые произвели подсчет величин такого рода взаимодействий для разных случаев.

Примечательна необычная зависимость величины гидрофобной связи от температуры, отмеченная впервые Немети и Шерага /116/, - повышение температуры приводит к усилению гидрофобной связи. Это следует из того, что чем выше температура, тем меньше упорядочивающее влияние неполярных молекул на воду и тем меньше количество оставшихся Н-связей, а, следовательно, меньше и те положительные изменения энтальпии и энтропии, которые имеют место при образовании гидрофобной связи. При достаточно высоких температурах энтальпия образования гидрофобной связи делается даже отрицательной.

Эндотермический характер образования гидрофобной связи приводит к тому, что она усиливается с повышением температуры (в случае лейцин - изолейцин усиление связи происходит вплоть до температуры 58°С). Необходимо особенно подчеркнуть вывод, отсюда непосредственно следующий: разрыв гидрофобной связи -процесс экзотермический, и экзотермичность его снижается с понижением температуры. Экзотермичность процесса разрыва гидрофобной связи сопровождается образованием большого количества Н-связей в воде.

Очевидно, что в макромолекулах гидрофобные связи должны приводить к такого рода компактным конфигурациям, которые дают наименьшее число контактов неполярных групп с окружающей водой. Иначе говоря, по Кауцману /126/, устойчивыми будут конформации макромолекул, упорядочивающее действие которых на воду минимально. Это, в основном, различные компактные структуры: Ь-складчатая структура, а-спираль, гидрофобные ядра и др. в белках, двойная спираль в нуклеиновых кислотах.

Существует и противоположная точка зрения, развиваемая Клотцем /127, 128/, согласно которому вокруг неполярных групп возникают упорядоченные структуры воды, наподобие газовых гидратов, причем, если таких групп много, как это имеет место, например, на поверхности макромолекул, то возникает эффект их коо-

заться эффективной в предотвращении износа долот, увеличению смазывающей способности бурового раствора /191/. Многочисленные исследования смазочных добавок к буровым растворам, содержащих в своем составе полимерную фазу /192-194/, композицию из масел и полимера /195/, высокомолекулярного полимера акрилового ряда и парафина /167/, отходов производства полимердистиллята /196, 197/, синтетического каучука /198/ показали, что смазочные свойства буровых растворов улучшаются. Кроме того, эти реагенты придают буровым растворам полезные технологические свойства. Так, нитронный реагент-стабилизатор (HP) позволяет получать высокоэффективные буровые растворы, обладающие, наряду с необходимыми фильтрационными, реологическими и структурно-механическими показателями хорошей ингиби-рую-щей, смазочной и противоприхватной способностью /199/.

Улучшение смазочных свойств буровых растворов достигается вводом в буровой раствор специальных реагентов, поверхностно-активных веществ (ПАВ). Согласно исследованиям П.А.Ребиндера ПАВ, адсорбируясь на твердых поверхностях, создают ориентированные молекулярные слои, обладающие определенной механической прочностью и изменяющие энергетические характеристики этих поверхностей /183/.

Проявление синергетического эффекта в снижении износа долотной стали при введении в раствор смеси ПАВ установлено в работах Е.П.Сенцовой. Так ею было обнаружено, что высоким синергетическим эффектом, обуславливающим снижение износа при взаимодействии металлической пары из долотных сталей, обладают смеси анионактивных и неионогеных ПАВ типа сульфонола и шкопау. Также на относительный износ стали более благоприятное влияние оказывает комбинированная добавка анионактивной сульфонатриевой соли (СНС) и неионогенного ОП-Ю /165/. ОП-10 - продукт конденсации моно- и диалкилфенолов, алкилированных полибутиленом, с окисью этилена /200, 201/. Вместе с тем, сульфонол, ОП-Ю, шкопау, дисольван и их смеси оказываются неэффективными в области высокой нагрузки пар трения. Для этих условий Уфимским нефтяным институтом было предложено использовать в качестве смазочных добавок для буровых растворов товарные продукты Т-66 и Т-80 /201-204/, ранее нашедшие применение как нейтрализаторы сероводорода /202, 205/.

Как известно, большинство ПАВ из-за дифильной природы строения молекул вызывают сильное вспенивание промывочных жидкостей, что резко ухудшает работоспособность насосов, гидравлических забойных двигателей, но самое главное —

кольматационного экрана. Рекомендуемый состав позволяет получить плотность тампонажного раствора 1520-1760 кг/м^ с пределом прочности на изгиб 1,6 - 3,0 МПа в двухсуточном возрасте при температуре твердения 75 °С.

Многими исследователями /243-254/ разработаны и рекомендованы к внедрению облегченные тампонажные растворы с использованием в качестве облегчающей добавки перлита и его разновидностей.

Преимуществом этих материалов, как полагают авторы, является:

- возможность процессов физико-химического взаимодействия добавок с компонентами вяжущего с образованием новых гидратных фаз, упрочняющих структуру композиционного материала;

- низкая теплопроводность;

- высокая термостойкость;

- высокая релаксирующая способность, за счет "защемленного" воздуха, что способствует обеспечению морозостойкости, трещиностойкости в случае использования вяжущих, чувствительных к изменению температурно-влажностных условий гидратации.

К недостаткам данного вяжущего относится высокая сжимаемость тампонажного раствора.

Анализ физико-химических процессов, протекающих при твердении тампо-нажных растворов на минеральной основе, позволяет подвергнуть сомнению возможность образования гидратных фаз при взаимодействии цемент-перлит в условиях низких положительных температур твердения. Кроме того, прочность оболочек перлита сильно зависит от дисперсности перлитового песка. Установлено, что перлитовый песок даже самой мелкой фракции (от 0,16 до 1,25 мм) способен выдерживать давления до 50 МПа. А чем выше дисперсность, тем меньше вклад перлитовой оболочки в снижение плотности. Это же относится и к вермикулиту.

В последнее время находят применение материалы, при взаимодействии которых с компонентами портландцемента происходит газовыделение. В качестве химических добавок, генерирующих газ, чаще всего рекомендуется использовать алюминиевую пудру /255, 256/, либо кальций, цинк, магний, натрий, калий или их смеси, т.е. вещества, образующие водород. Однако, именно в этом кроется негативная сторона данных разработок, т.к. известно, что водород взрывоопасный и коррозионно-

УТВЕРЖДАЮ Главный инженер

<

/¿ШПГ ГхВ^Мамути н

СДРГУТСіШ» \r\Vv,

'•/¿7 \шучн»- .УЛ~*

/*7 ИССКЙСЛАТЫЧЛИЧ V

4 ^I&ст «тут) ^ [ 2уО8 Г.

РАСЧЕТ

экономического эффекта от внедрения смазочной добавки БИОЛУБ ЬУЬ

1. Аннотация

В «СургутНИПИнефть» совместно с ООО НПО «Полибент» разработан

экологически безопасной смазочной добавки для буровых растворов БИОЛУБ ЬУЬ.

Объектом изобретения является вещество - новый реагент БИОЛУБ ЬУЬ в составе бурового раствора, позволяющий обеспечить его высокие смазочные свойства.

БИОЛУБ ЬУЬ - смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров, выпускаемая в соответствии с ТУ № 2458-001-74614597-04.

Новая смазочные добавка способствует снижению внутрискважинных сил трения, совместима со всеми реагентами, применяемыми для химической обработки буровых растворов. Достоинством данной смазочной добавки является универсальность. Она эффективно снижает коэффициент трения как минерализованных буровых растворов без твердой фазы, так и пресных глинистых буровых растворов, что подтверждено опытно-промысловыми испытаниями.

Применение реагента БИОЛУБ ЬУЬ в составе буровых растворов позволяет :низить липкость фильтрационной корки и прихватоопасность бурового раствора, говысить долговечность и износостойкость бурового оборудования, уменьшает гидравлические сопротивления, что увеличивает вероятность безаварийной проводки горизонтальных скважин.

состав и организовано промышленное производство высокоэффективной

УТВЕРЖДАЮ Главны «Сургу

Главный инженер

РАСЧЕТ

Экономической эффективности от внедрения технико-технологических мероприятий по размещению бурового шлама в тело кустового основания

1. Эффектообразующие факторы при внедрении мероприятий, обеспечивающих экологическую безопасность процесса строительства скважин Основными учтенными эффектообразующими факторами при внедрении »азработки являются:

- уменьшение платежей за размещение отходов бурения;

- уменьшение затрат на строительство и рекультивацию амбара;

- уменьшение расходов на транспортировку шлама в специально отведенные теста (полигоны и др.) при строительстве скважин в водоохранных зонах.

2. Расчет экономического эффекта

Показатели Вариант

Базовый Новый

1 2 3

Исходные данные

бъем технологических отходов на 1 скважину,т

II 208

:в 150

латежи за размещение 1 т отходов в амбарах вне 419

водоохранных зон, руб.

Объем амбара на 1 скважину, м 500 -

Объем емкости для сброса БСВ, м 150

Стоимость строительства и рекультивации 1 м3 амбара, руб. 187,8

Затраты на вывоз бурового шлама на полигон при строительстве скважин в водоохранных зонах, руб. 322780

Расчет экономического эффекта

Стоимость размещения отходов,руб. 419x208= 87152

Стоимость строительства и рекультивации амбара (емкости БСВ), руб. 187,8x500= 93900 187,8x150= 28170

Затраты на вывоз бурового шлама на полигон при строительстве скважин в водоохранных зонах, руб. 322780

ИТОГО

Вне водоохранных зон 87152+93900= 181052 28170

В водоохранных зонах 322780 28170

Экономия затрат, руб.

Вне водоохранных зон 209222

В водоохранных зонах 350950

За период внедрения мероприятий (1 год) пробурено 55 скважин, из них в водоохранных зонах 29.

Экономический эффект от внедрения мероприятий составил: Э=ЭУД х Увн =209222 х 26 + 350950 х 29 = 15617322 рублей

Заместитель директора научно-исследовательского института

Начальник

планово-производственного отдела