Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы бурения скважин на подсолевые отложения с высокой солевой агрессией 6
1.1. Характеристика переходной зоны подсолевых отложений 6
1.2. Обоснование цели проводимых исследований 14
1.3. Промывочные жидкости для бурения хемогенно- терригенных отложений и особенности регулирования их свойств (краткий обзор).. 15
1.3.1. Рецептуры и свойства минерализованных промывочных жидкостей 15
1.3.2. Промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой.. 18
1.3.3. Оценка взаимодействия высокоминерализованных промывочных жидкостей с породами подсолевых отложений 22
Выводы поразделу1 25
2. Экспериментальные исследования влияния пород подсолевои толщи на изменение свойств буровых промывочных жидкостей 26
2.1. Разработка установки для определения упруго-пластично-вязких свойств буровых промывочных жидкостей 26
2.1.1. Взаимосвязь между упруго-пластично-вязкими и физико-химическими свойствами дисперсных систем 26
2.1.2. Особенности измерения деформаций структурированных систем при постоянных напряжениях 30
2.1.3. Конструкция реометра и методика проведения измерений 31
2.2. Исследование механических свойств суспензий конденсированных
гидроксидов 37
2.2.1. Структурно-механический анализ гидрогелей 37
2.2.2. Изучение коагуляционных структур гидрогелей, обработанных химическими реагентами 52
2.3. Исследование влияния концентрационных изменений на свойства гидрогелей 61
2.3.1. Исследование свойств гидрогель-глинистых растворов 61
2.3.1.1. Свойства глинистых дисперсий в концентрированных рассолах 61
2.3.1.2. Структурно-механический анализ растворов 70
2.3.1.3. Термический анализ твердой фазы гидрогель-глинистых растворов 89
2.3.2. Изменение свойств гидрогеля магния при утяжелении 101
2.3.3. Влияние подсолевых пород на свойства гидрогеля магния 106
Выводы по разделу 2 114
3 Разработка способа регулирования свойств гидрогеля магния при бурении в подсолевых отложениях 116
3.1. Рекомендации по регулированию свойств гидрогеля магния 116
3.2. Получение и исследование ингибирующей добавки 119
3.2.1. Металлоорганические комплексы алюминия с углеводородами 119
3.2.2. Изучение свойств продуктов взаимодействия хлорида алюминия с нефтепродуктами 125
3.2.3. Ингибирующая добавка на основе отходов титанового производства 132
3.3. Исследование свойств раствора для бурения в подсолевых отложениях 134
3.4. Снижение реологических характеристик загущенных гидрогель-глинистых растворов 146
3.5. Проверка результатов лабораторных исследований в промысловых условиях 151
3.5.1. Анализ результатов бурения хемогенно-терригенных пород на скважине Г-3 Биикжал с использованием гидрогеля магния 152
3.5.2. Разжижение гидрогель-глинистых растворов при бурении в подсолевых отложениях 153
3.5.3. Испытания ингибирующей добавки при бурении скважин
П-52 Кордаун и 2П Коктобе 156
Выводы по разделу 3 160
Основные выводы и рекомендации 161
Список использованных источников
- Характеристика переходной зоны подсолевых отложений
- Промывочные жидкости для бурения хемогенно- терригенных отложений и особенности регулирования их свойств (краткий обзор)..
- Разработка установки для определения упруго-пластично-вязких свойств буровых промывочных жидкостей
- Рекомендации по регулированию свойств гидрогеля магния
Введение к работе
Строительство глубоких скважин на нефть и газ в Прикаспийской впадине связано с разбуриванием мощных солевых толщ и требует принципиально новых подходов к выбору промывочной жидкости, стойкой к солевой агрессии. Особенную трудность вызывает бурение хемогенно-терригенных отложений, переслаивающихся глинами и переходной зоны подсолевых отложений.
При бурении таких скважин специально созданная промывочная жидкость на основе гидрогеля магния разжижается или, несмотря на высокую минерализацию, загущается за счет попадания в нее пород переходной зоны от нижней толщи кунгурского яруса к подсолевым отложениям. Сравнительно небольщие количества утяжеляющих и других добавок, в частности, попадание в промывочную жидкость цемента при разбуривании цементных стаканов или мостов также приводят к сильному снижению ее вязкости и статического напряжения сдвига. При дальнейшем увеличении концентрации твердой фазы промывочная жидкость восстанавливает свои прочностные характеристики и загущается.
Обогащение гидрогеля магния диспергирующейся породой до «нетекучего» состояния происходит в хемогенно-терригенных и подсолевых отложениях. Однако использование способа разбавления с добавлением реагентов понизителей вязкости не всегда приводит к желаемым результатам: раствор трудно прокачивается буровыми насосами, нарабатываются большие количества высокоминерализованных суспензий. Все это, в конечном счете, замедляет темпы бурения и ведет к осложнениям, на борьбу с которыми затрачивается до 2СН-25% календарного времени.
Представляется важным оценить вещественный состав пород переходной зоны, особенно ее тонкодисперсных фракций и на основе комплексного экспериментального исследования процессов взаимодействия структурообразующих компонентов гидрогеля магния с различными минеральными добавками изучить влияние подсолевых пород на их свойства. В связи с тем, что дис-
5 персданная среда гидрогеля магния насыщена растворами солей, полезно рассмотреть поведение глины в среде такой высокой минерализации.
Учитывая, что рецептуры растворов на основе гидрогеля магния отвечают технологическим требованиям бурения только тогда, когда выбуренная порода в них не вызывает резкого изменения структурно-механических характеристик в результате разжижения или загущения раствора, необходимо изучить возможность предотвращения диспергирования этих пород. Разработка способов регулирования структурно-механических и фильтрационных характеристик высокоминерализованных промывочных жидкостей имеет большое практическое значение в общем круге задач, связанных с бурением скважин на подсолевые отложения.
Характеристика переходной зоны подсолевых отложений
Породы подсолевого комплекса, приуроченного к нижнепермским и каменноугольным отложениям, к настоящему времени вскрыты на большинстве разведуемых структур России, граничащих с Западным Казахстаном. Глубина залегания их кровлей, находящейся в кунгурском ярусе нижнепермской толщи, увеличивается от северной бортовой зоны (3200-3400 м) к юго-восточной (4500 4800 м). Общая мощность осадочного чехла по геофизическим оценкам здесь достигает 10 тыс.м.
В инженерно-геологическом отношении наиболее изучен район Биик-жала. По данным анализов кернового, шламового и промыслово-геофизических исследований в интервале 4520 6028 м Биикжальской структуры выделено 7 толщ [1]: аргиллитово-песчаниковая, аргиллитовая, карбонатная, карбонатно-аргиллитовая, песчано-гравелитовая, мергельно-гравелитовая и соленосно-ангидритовая. Кровля подсолевых отложений отбивается по реперу на глубине 5090 м.
Карбонатно-аргиллитовая толща (4960-5077 м) представлена переслаивающимися аргиллитами и мергелями, реже известняками, доломитами, алевролитами. Доминирующее значение в разрезе имеют аргиллиты, мощность пластов которых достигает 10-15 м. Выше этой толщины залегают не очень плотные аргиллиты, содержащие прослои алевролитов и песчаников.
Песчано-гравелитовая толща (4880 4960 м). Сложена чередующимися пластами гравелитов, песчаников, конгломератов, разделенных аргиллитами и глинистыми алевролитами.
Мергельно-аргиллитовая толща (4766-4880 м) сложена переслаивающимися хлорито-гидрослюдистыми аргиллитами, мергелями, алевролитами и доломитовыми мергелями. Соленосно-ангидритовая толща (4510 4766 м) представлена ангидрита 7 МИ с прослоями глинистых пород небольшой мощности.
Геофизическими исследованиями и данными бурения в нижнепермских и каменноугольных отложений на глубине 4980- 6028 м установлено сушествование запечатывающего барьера со значительным содержанием органических остатков (табл. 1.1).
По данным электрометрии выделена переходная от солевых к подсоле-вым отложениям зона (5110 5300 м) с участками глинистых пород. Наличие ее подтверждается также данными плотностного и акустического каротажа (плотность глин уменьшается, а пористость их увеличивается). Отбор керна в этой зоне крайне ограничен (выход его составляет 5-10%) и информацию о ней получают, основываясь на геофизических данных, результатах исследования буровых характеристик пород, промывочной жидкости и шлама. Переходная зона в некоторых случаях имеет протяженность в несколько сотен метров и при чередовании солей с терригенными породами последняя часто выполняют функцию «разгружающего свода».
Аномально-высокие пластовые давления в переходной зоне площадей Западного Казахстана установлены в Биикжальской структуре. Для этой зоны, осложненной АВПД, было характерно увеличение механической скорости проходки в два раза и более [2]. В Южно-Эмбенской зоне встречены незначительные соленосные отложения без АВПД. Геологической особенностью Каратон-ской и Прорвинско-Акнагульской зоны являются сокращение мощности нижней Перми, которая представлена глинистыми породами.
Анализ пород подсолевых отложений Кенкиякской структуры, проведенный Бакировым К.Х. (КазНИГРИ) и Подгорновым В.М. (РГУ нефти и газа им.Губкина И.М.) на основе выборочных исследований керна скважин П-89 (4502-4506), Г-94 (3893,5-3899,9) и Г-99 (3805-3811 м), показал, что они представлены непроницаемыми песчаниками и известняками. Самая высокая пористость этих песчаников составила 8,8%, известняков - 4,75%.
Керн здесь представлен хлорито-гидрослюдистым аргиллитом и алевролитом. В нем отмечаются повышенное содержание органического вешества, равномерно рассеянного по всей породе, и карбонатов в виде прожилок кальцита. Текстура однородная, массивная. В водной вытяжке (0,025 кг породы в 0,510 м воды) содержалось Са2+ - 7,142 кг/м3. Влажность кернов 50-60 кг/м . Проведенные при нашем участии исследования кернового, шламового материалов по методике [4], результаты промысловой геофизики по скважинам СГ-2 Биикжал и Г-3 Биикжал также подтвердили, что переходная зона в Западном Казахстане представлена засолоненными аргиллитами с прослоями гипсо-ангидритов и песчаников. Изучение образцов керна, отобранных в переходной зоне скважин № 3 Шубар-Кудук, СГ-2 и Г-3 Биикжал показали, что они, за исключением одного образца с глубины 5213-5216 скважины № 3, относятся к аргиллитам с достаточно высоким содержанием (100 300 кг/м ) фракции менее 2«Ю"6 м. Причем содержание фракции (менее 2 Ю м) в образцах составляет в среднем 500 кг/м3. Образец (5213-5216 м) представляет собой ангидритово-карбонатную породу с малым содержанием (14 кг/м ) тонких фракций (табл. 1.2).
Промывочные жидкости для бурения хемогенно- терригенных отложений и особенности регулирования их свойств (краткий обзор)..
В отечественной и зарубежной практике для разбуривания хемогенно терригенных отложений применяют растворы на углеводородной основе [8] или высокоминерализованные водные промывочные жидкости (глинистые растворы, насыщенные только поваренной солью [9], алюминатные [10, 11], силикатные [12, 13], гипсовые [14], глинистые растворы и промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой [15]). Из магниевых солей для обработки промывочных жидкостей нашли применение карналлит - KCl MgCl2«6H20, бишофит - MgCl2 6H20, кизерит - MgS04 H20, а в последние годы, калийно-магниевые отходы титано-магниевого производства, которые по рекомендации КазНИГРИ внедряются в управлении «Казнефтегазразведка» и других предприятиях.
Наибольший объем бурения в солевых отложениях Западного Казахстана приходится на насыщенные галитом глинистые растворы и многосолевые системы, обработанные хлоридами магния и калия. К числу последних относятся также промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой - гидрогели и солегели[16].
Минерализованные NaCl промывочные жидкости в Западном Казахстане применяют в виде эмульсионных глинистых растворов, утяжеленных баритом или гематитом (НЭГР). Эти промывочные жидкости достаточно успешно применяют при наличии в разрезе только галита [17]. Однако, если в соли включены терригенные пропластки, как это наблюдается в переходной зоне, сохранить их устойчивость в процессе бурения с промывкой НЭГР не удается. Например, на скважине СГ-2 (Биикжал) при бурении переходной зоны применяли утяжеленный баритом НЭГР, поддерживать свойства которого в рабочем состоянии оказалось возможным только за счет интенсивных обработок химическими реагентами (табл 1 7) При забое 5289 м на скважине ПРОИЗОШЛО интенсивное загущение промывочной жидкости: Т=264 с CНСі/ш= 14 1/21 0 Па В загустевший раствор ввели 100 м3 свежеприготовленной промывочной тгтт 7ТТСо плотности и возобновили бурение ГТггохая ТТОПООТТиСГ ТЛ 1 ОТТЗ /"ЧТЛ CI Т"ТТА IT TJ /"ч т-т г\ JJ» СЛ Г ( \ ТУ /" "Пе TJT.TTT "3 ЦТ.ТТ/Л I ТЛ\ Т ТТTJY/ \ Ґ ГТ,ТX Т \ ( Т" Т 7 ТТТТТЛ ґ \ ТУ а ния технологических свойств НЭГР усугублялись ростом температуры. Например, повышение температуры до 393 К увеличивает водоотдачу таких промывочных жидкостей в 10-15 раз [3]. ского месторождения разбуривались на глинистом растворе с обработкой УЩР, КССБ, КМЦ. При бурении кунгурских отложений промывочную жидкость за-солоняли галитом до полного насыщения и обрабатывали КМЦ, крахмалом, КССБ. На скв.97 Кенкияк вскрытие кунгурских отложений при глубине 3285 м с применением такой промывочной жидкости привело к образованию каверн. Бурение интервала 3300 3600 м этой скважины велось на растворе со следующими параметрами: р = 1370-1380 кг/м3; Т = 40 с; CHCi/10= 6 9 Па; плотность фильтрата 1180 кг/м3. Водоотдача при разбуривании переходной к подсоленым отложениям хемогенно-терригенной толщи колебалась от 15» 10" до 24-Ю м3. На ее поддержание затрачивалось значительное количество модифицированного крахмала. Бурение данного интервала сопровождалось забойными проработками.
Опыт бурения скважин в Западном Казахстане показывает, что для вскрытия зон, представленных чередованием солей и терригенных пород, применение промывочных жидкостей, обработанных только галитом, нецелесообразно. Размыв солей, образование каверн и обогащение раствора породой создают дополнительные трудности при регулировании его свойств, что приводит "к осложнениям в процессе бурения. Например, в управлении «Казнефтегазраз-ведка» только за один год в 51 скважине было 65 аварий. На их ликвидацию затрачено 71,6 станкомесяц или 10,3% календарного времени.
Разработка установки для определения упруго-пластично-вязких свойств буровых промывочных жидкостей
Программа исследований охватывает различные области технологии и химии промывочных жидкостей и поэтому их проведение подразумевало использование техники и методики, как широко применяющихся в научной исследовательской практике, так и тех, которые применяются редко. Исследование технологических свойств буровых промывочных жидкостей проводилось с использованием обычно принятых в лабораторной и промысловой практике технических средств отечественного и зарубежного производства. Для изучения вещественного состава и вновь образуемых фаз, а также оценки результатов физико-химического взаимодействия в промывочных жидкостях использовались инструментальные и аналитические методы.
Из инструментальных методов в работе использовались дифрактомет-рия, термический анализ, ИК - спектроскопия. Аналитические методы применялись при седиментометрии тонких фракций глин, химическом анализе водных вытяжек, определении емкости и состава обменных катионов.
При проведении инструментальных и аналитических исследований использовались обычные методики и приемы обработки полученных данных.
Существует два независимых подхода к проблеме изучения реологического поведения буровых промывочных жидкостей: с одной стороны, как база для построения гидродинамических расчетов, а с другой, как эффективного инструмента в физико-химических исследованиях. Сложность изучения реологического поведения рассматриваемых дисперсных систем заключается в том, что, наряду с учетом гидродинамических особенностей их течения, приходится учитывать протекающие в них физико-химические процессы.
Гидродинамические расчеты показали [36], что градиенты скорости в буровых промывочных жидкостях в амбарах, затрубном пространстве, бурильной колонне, долоте составляют соответственно 8-40, 10-700, 100 7000 и 10000-100000 с . В буровой практике характеристики промывочных жидкостей при таких градиентах деформации сдвига оценивают по наибольшей величине разрушающих структуру моментов в приборах с коаксиальными цилиндрами типа ВСН-3, Fann, Реотест или капиллярных вискозиметрах. В зависимости от соотношения величин измеренных характеристик (М1Ш-, Т0) и построения полного реологического цикла, разработанного для буровых промывочных жидкостей СЮ. Жуховицким [37], выбирают программу химической обработки и очистки промывочных жидкостей.
Любое движение частиц в зоне контакта относительно друг друга и прочность этих контактов определяется размерами и свойствами гидратно-адсорбционных слоев. Размеры и свойства гидратно-адсорбционного слоя, в свою очередь, являются функцией кривизны поверхности, а значит размера и формы самих частиц, а также состояния и структуры адсорбционно-связанной воды. Структура и состояние связанной с поверхностью твердых частиц воды зависит от минеральной природы твердой фазы. Химизм адсорбционных центров может быть изменен введением поверхностно-активных органических и неорганических добавок. Адсорбционно-связанная вода, обладая отличными от свободной воды свойствами [38], при адгезионном взаимодействии частиц друг с другом частично выдавливается из зоны контакта и взаимодействующие частицы уравновешиваются «расклинивающим давлением», определяя прочность индивидуального контакта.
При прочих равных условиях с увеличением расстояния между взаимодействующими частицами, т.е. с возрастанием размеров адсорбционно-гидратного слоя, прочность контактов уменьшается. Это подтверждается при сопоставлении данных по измерению прочности индивидуальных контактов различных веществ, выполненных школами Дерягина Б.В., Зимона и др. [39, 40] с результатами оценки размеров адсорбционно-гидратных оболочек дисперсных частиц, полученных, например, методами измерения теплот гидратации и электрофоретической подвижности в школах Жукова И.И. и Думанского А.В.
Влияние структурно-механических характеристик адсорбционных слоев твердых частиц на прочность их контактов внимательно рассматривалось Ре-биндером П.А. и его последователями при разработке теории адсорбционно-сольватного барьера в дисперсных системах [41].
Работами школ Ребиндера П.А. и Дерягина Б.В. показано, что адсорбци-онно-гидратная оболочка характеризуется упруго-пластично-вязкими свойствами и ее рассмотрение может быть осуществлено с привлечением механических моделей. Исследование контактных взаимодействий в дисперсных системах, подобных промывочным жидкостям, сегодня не представляется технически возможным. Характер взаимодействия частиц оценивают по кривым ползучести дисперсных систем в объеме. Реальная физико-химическая картина про-. цессов в промывочных жидкостях имеет некоторое количественное несоответствие с механической моделью, но при наличии информации, которая базируется на физико-химических исследованиях, например, термографических, такая оценка может быть однозначной.
Рекомендации по регулированию свойств гидрогеля магния
Регулирование технологических свойств буровых промывочных жидкостей на основе гидрогеля магния имеет ряд особенностей, связанных с наличием в них конденсированной фазы. Свойства этих растворов зависит от концентрации, дисперсности и минеральной природы различных компонентов, попадающих в гидрогель магния из выбуренной породы или в процессе утяжеления. При увеличении содержания в гидрогеле магния гелеобразующей фазы раствор разжижается меньше и этот процесс заканчивается при небольших концентрациях инородной фазы. Кроме того, чрезмерное повышение концентрации гелеобразующих солей может значительно снизить подвижность раствора.
В процессе бурения хемогенных отложений регулирование свойств гидрогеля магния не вызывает трудностей, однако предотвратить встречаемые на практике случаи разжижения раствора утяжеляющими добавками можно применением гидрогеля магния с высокой концентрацией гелеобразующих солей. Утяжеление следует осуществлять ступенчато оптимальными для каждой системы количествами утяжелителя. При содержании гелеобразующих солей в растворе- 20 г ион/л по катиону магния необходимо увеличить концентрацию барита в нем до 20 кг/м . Если требуется меньшая плотность раствора, то его следует утяжелять мелом.
Вскрытие подсолевых отложений связано с переходом в раствор большого количества слабоувлажненных глин, которые, диспергируясь, вызывают его загущение.
Параметры промывочных жидкостей регулируют обычно добавлением соответствующих химических реагентов в дисперсионную среду, влияющих на поверхностные свойства частиц дисперсной фазы, а следовательно, на свойства системы в целом. В предельно минерализованных средах, какими являются гидрогели магния, многие реагенты «не работают». Однако нефть хорощо эмульгируется в этом растворе и при наличии солей алюминия, титана, железа и других она может образовывать соединения, которые должны предотвратить диспергирование глины подсолевых отложений. Желательно, чтобы эти соединения выполняли также функции ПАВ и обладали пластифицирующими свойствами по отнощению к гидрогель-глинистым растворам.
Мероприятия по предупреждению и устранению осложнений при бурении на подсолевые отложения приведены в табл. 3.1. При вскрытии переходных к подсолевым отложениям пород из-под долота образуется шлам преимущественно засолоненных терригенных пород или заглинизированных солей (см. табл. З.1.). С целью предотвращения разжижения гидрогеля магния рекомендуется повысить минерализацию дисперсионной среды солями хлорида магния и ввести активированные затравки. Дальнейшее углубление в хемогенно-терригенную толщу способствует обогащению гидрогеля магния слабоувлажненными пептизирующими разностями глинистых пород, предупредить диспергирование которых можно предварительной обработкой раствора ингибирующей добавкой.
В подсолевых отложениях разрез представлен терригенными породами большой мощности, которые вызывают загущение раствора до «нетекучего» состояния. В соответствии с принципом регулирования свойств дисперсных систем, разработанным СЮ. Жуховецким, в этом случае рекомендуется провести разжижение раствора минерализованной водой и КМЦ с последующей обработкой его ингибирующей добавкой. Для утяжеления гидрогель-глинистого раствора в . подсолевых отложениях желательно использовать барит.
Использование комплексообразующих солей (например, хлоридов и сульфатов алюминия, железа, лития и др.) для обработки нефтеэмульсионных высокоминерализованных буровых растворов предлагалось еще Паусом К.Ф. с сотрудниками [69, 70]. При этом авторы предполагают, что снижение водоотдачи в этих растворах происходит как за счет образования автокомплексов, так и соединений типа аддуктов со степенью полимеризации до 35 [71]. Фильтрация промывочных жидкостей через норовые каналы глинистой корки таких растворов затруднена. Образование органических комплексов типа аддуктов в исследованных этими авторами систем в принципе, видимо, возможно, но для этого необходимо наличие в растворе определенных соединений и соответствующих термодинамических условий. Кроме того, химические реакции между рассматриваемыми хлоридами и сульфатами с нефтью в водной среде затруднены.
