Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ состояния проблемы 9
1.1. Осложнения при бурении скважин и роль промывочных жидкостей в их предотвращении и профилактике 9
1.2. Химическая обработка буровых растворов и анализ реагентов, применяемых для обработки буровых растворов 12
1.3. Применение лигносульфонатных реагентов при химической обработке растворов : 19
1.3.1. Свойства лигносульфонатных реагентов и механизм их действия 20
1.3.2. Проблемы, связанные с применением лигносульфонатных реагентов при обработке растворов 21
1.4. Применение акриловых реагентов при химической обработке растворов 22
1.4.1. Свойства акриловых реагентов и механизм их действия 23
1.4.2. Проблемы, связанные с применением акриловых реагентов при обработке растворов
1.5. Требования к химическим реагентам 24
1.6. Выводы по главе 1 25
ГЛАВА 2 Рабочая гипотеза. объекты и методы исследования 26
2.1. Теоретические предпосылки разработки реагента комплексного действия для стабилизации глинистых растворов 27
2.2. Характеристика исходных веществ и реагентов 31
2.3. Обоснование технологии получения реагента 33
2.3.1. Лабораторная схема получения продукта привитой радикальной сополимеризации 37
2.4. Привитая сополимеризация акриловых мономеров на лигносульфонат 37
2.4.1. Прививка акриловой кислоты 37
2.4.2. Прививка метилакрилата и нитрила акриловой кислоты 38
2.5. Методы оценки свойств реагента комплексного действия 41
2.5.1. Дисперсионный анализ 42
2.5.2. Поверхностное натяжение на границе жидкость-газ 45
2.5.3. Методика определения класса ПАВ с применением метиленового голубого
2.6. Анализ полученных продуктов привитой сополимеризации 46
2.7. Методика определения погрешностей измерений 49
2.7.1 .Определение случайной погрешности 49
2.7.2.Погрешности приборов 52
2.7.3.Алгоритм определения погрешности измерения 52
2.8. Выводы по главе 2 53
ГЛАВА 3. Экспериментальные исследования 55
3.1.Физико-химические исследования поведения реагента АЛС в дисперсных системах 55
3.1.1. Исследования поверхностной активности АЛС 55
3.1.2. Исследование адсорбции реагента АЛС 58
3.1.3. Кинетика седиментации частиц твердой фазы глинистых суспензий в присутствии АЛС 65
3.2 Влияние АЛС на технологические параметры глинистых растворов 70
3.2.1 Влияние АЛС на свойства минерализованных глинистых растворов 70
3.2.2 Влияние АЛС на термическую устойчивость глинистых растворов 75
3.2.3 Влияние АЛС на свойства утяжеленных глинистых растворов 82
3.2.4. Совместимость реагента АЛС с другими реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов 86
3.2.5. Определение изменения окислительно - восстановительного потенциала и коррозионной агрессивности буровых растворов под влиянием добавок АЛС ...88
3.2.5.1. Определение окислительно-восстановительных потенциалов (ОВП) 89
3.2.5.2. Определение антикоррозионных свойств буровых реагентов 90
3.2.5.3. Результаты экспериментальных исследований 91
3.3. Выводы по главе 3 95
ГЛАВА 4. Производственные испьіташїя и внедренрїе разработок ..96
4.1. Выпуск опытной партии и лабораторные исследования разработанного реагента 96
4.2. Производство акрилового лигносульфоната 99
4.2.1. Технологический процесс получения АЛС 100
4.3. Внедрение разработок на месторождениях 103
4.3.1. Внедрение разработок на Уренгойском ГКМ 103
4.3.2. Внедрение разработок на Дулисьминском ГКМ 111
4.4. Выводы по главе 4 114
Основные выводы и рекомендации 115
Список использованных источников
- Химическая обработка буровых растворов и анализ реагентов, применяемых для обработки буровых растворов
- Характеристика исходных веществ и реагентов
- Исследование адсорбции реагента АЛС
- Определение изменения окислительно - восстановительного потенциала и коррозионной агрессивности буровых растворов под влиянием добавок АЛС
Введение к работе
Актуальность проблемы
Одной из основных проблем при строительстве нефтяных и газовых скважин являются осложнения. Вопросам их предупреждения подчинено проектирование свойств промывочных жидкостей. Соответствие свойств условиям бурения и их стабильность в процессе применения определяют качество промывочной жидкости.
Увеличение вязкости промывочных жидкостей значительно снижает качественные показатели процесса бурения, сокращает срок службы технологического оборудования, повышает энергозатраты. Увеличение вязкости обусловлено наработкой твердой фазы в процессе бурения и последующим ее диспергированием, воздействием высоких забойных температур, коагулирующим действием электролитов. Кроме того, после разбуривания цементного стакана попадание цементного раствора и частиц цементного камня в промывочную жидкость негативно влияет на ее технологические свойства.
В этой связи актуальным является использование высокоэффективных реагентов-понизителей вязкости, применение которых позволяет регулировать и стабилизировать технологические свойства промывочных жидкостей.
В настоящее время наиболее востребованными и широко применяемыми понизителями вязкости являются реагенты на основе лигносульфонатов, которые предлагаются российскими и зарубежными фирмами. Однако, под влиянием высоких забойных температур эффективность лигносульфонатных реагентов существенно снижается, ухудшая параметры промывочных жидкостей. Повышение термостойкости промывочных жидкостей может быть достигнуто путем их обработки реагентами акрилового ряда, но для них характерна низкая устойчивость к солям поливалентных металлов.
Решение указанных задач возможно путем применения в промывочных жидкостях высокоэффективных реагентов понизителей вязкости комплексного действия, в составе которых находятся акриловые и лигносульфонатные составляющие.
Цель работы
Улучшение и стабилизация технологических параметров промывочных жидкостей путем разработки и использования реагента комплексного действия на основе лигносульфонатов и акрилатов.
Основные задачи:
-
Анализ существующих лигносульфонатных и акриловых реагентов, применяемых в бурении.
-
Разработка теоретических предпосылок повышения термостойкости лигносульфонатных и солестойкости акриловых реагентов.
3 Обоснование состава реагента комплексного действия и разработка
технологии его получения.
-
Исследование влияния реагента комплексного действия на свойства глинистых буровых промывочных жидкостей.
-
Разработка технологии промышленного применения реагента комплексного действия в различных геолого-технических условиях.
6 Апробация и внедрение разработок.
Методы решения задач
При проведении экспериментальных исследований использовались стандартные методы согласно РД39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов», методы дисперсионного, качественного и количественного анализов, метод определения антикоррозионных свойств реагентов и исследования поверхностных явлений на границе раздела фаз (поверхностное натяжение, адсорбция ПАВ). Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Statistica W/6.0, Microsoft Excel 3.0.
Научная новизна
1 Впервые показано что сополимеризация лигносульфонатного реагента с акриловым мономером приводит к росту его поверхностной активности, увели-
чению адсорбции на твердой фазе промывочных жидкостей и обосновано применение акриловой кислоты при получении реагента для обработки глинистых буровых растворов.
-
Установлено, что повышение адсорбции реагента комплексного действия на твердой фазе промывочных жидкостей при их химической обработке ведет к улучшению фильтрационных и реологических характеристик глинистых растворов.
-
Выявлен характер (тип) поверхностной активности полученного реагента АЛС (акриловый лигносульфонат) и установлена принадлежность его к классу неионогенных ПАВ.
-
Установлено, что полученный реагент АЛС увеличивает термостойкость глинистых растворов до 180С, по сравнению с отечественными и зарубежными аналогами, термостойкость которых не превышает 150С.
Практическая ценность работы
Разработан акриловый лигносульфонатный реагент комплексного действия АЛС (ТУ 2454-003-04698227-2003) и технологическая схема его получения.
Экспериментальными исследованиями обоснована рациональная область применения реагента АЛС (Рекомендации по использованию высокомолекулярных реагентов и материалов для приготовления и обработки буровых растворов НД 00158758-267-2003 ООО «ТюменНИИгипрогаз») и разработана технология его применения в буровых глинистых растворах.
Промысловыми испытаниями, проведенными на Уренгойском ГКМ и Ду-лисьминском НГКМ, подтверждена эффективность целевых свойств реагента.
Разработана технология и технические условия на реагент АЛС для промышленного выпуска на ОАО «Дубитель».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:
на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г.Уфа, 2000 - 2010 гг.;
в материалах 1-й научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», Санкт-Петербург: Недра, 2005 г.;
на международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», Уфа, 2005,2010 гг.;
в материалах Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук, Уфа, 2008 г.;
на международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Уфа, 2006,2007 гг.
Публикации по теме диссертации
Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 10 печатных работах, в том числе получено 2 патента РФ на изобретение.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, рекомендаций и приложений. Работа изложена на ( 5 Олистах машинописного текста, содержит 2. в таблиц и 27 рисунка. Список использованной литературы включает 132 наименования.
Автор считает своим долгом выразить признательность преподавателям и сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ, генеральному директору ОАО «Азимут» Акчурину Х.И., сотрудникам отдела промывочных жидкостей ОАО «Азимут» Нигматуллиной А.Г., Здобновой О.Л., Мамаевой О.Г. оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.
Химическая обработка буровых растворов и анализ реагентов, применяемых для обработки буровых растворов
В бывшем СССР химическая обработка глинистых растворов впервые была осуществлена Барановым B.C. для борьбы с обвалом стенок скважины [13]. Разработанный им реагент-стабилизатор УЩР способствовал устранению обвалов и сужения стволов скважин, предотвращению водонефтегазопроявле- ;" ний, поглощения промывочных жидкостей в результате регулирования их фильтрационных свойств, плотности и структурно-механических показателей.
Таким образом, при использовании УЩР впервые в практике бурения в СССР были получены и успешно применены при бурении скважин агрегатив-но-устойчивые глинистые растворы различной плотности. Несмотря на большие преимущества растворов, стабилизированных УЩР, перед необработанными глинистыми растворами, исследованиями и практикой бурения в дальнейшем было выявлен ряд недостатков, присущих этому стабилизатору. В частности, было установлено, что предельное напряжение сдвига корок необработанных глинистых растворов меньше, чем стабилизированных УЩР, а последние неустойчивы в условиях высокой минерализации и температуры. Вследствие высокой пептизирующей способности УЩР в растворах, стабилизированных этим реагентом, значительно увеличивалась вязкость промывочной жидкости за счёт набухания и размокания выбуренной породы. В результате этого количество высокодисперсных глинистых частиц (в единице объёма промывочной жидкости) резко возрастало, и для поддержания её эксплуатационных свойств затрачивалось много времени, разжижителей и утяжелителей. Кроме того, при бурении скважин раствором, стабилизированным УЩР, частицы шлама легко слипаются в комки, цементирующим материалом которых служит глинистая корка, отваливающаяся от стенок скважины и вызывающая осложнения в виде затяжек, посадок и прихватов бурильной колонны.,
Затем был предложен новый реагент на основе лигносульфонатов - конденсированная сульфат-спиртовая барда (КССБ) в различных модификациях, сырьем для производства которого является сульфат-спиртовая барда (ССБ) [12].
Получение КССБ проводилось методом конденсации ССБ с формальдегидом и фенолом в кислой среде. Он является эффективным понизителем водоотдачи буровых растворов как пресных, так и минерализованных хлоридом натрия до концентрации 12%. Для увеличения устойчивости КССБ к минерализации в процессе конденсации в реакционную среду вводят дополнительно небольшое количество фенола. Полученный продукт КССБ-2 обладает способностью снижать водоотдачу при более высоком содержании хлорида натрия (близком к насыщению), а также в присутствии значительных количеств хлорида кальция (до 3%).
Во ВНИИБТ [14] была разработана технология получения окисленно-замещённого лигносульфоната - окзила, который обладает хорошей разжижающей способностью. В пресных и слабоминерализованных растворах окзил также довольно эффективно снижает водоотдачу. Реагент обладает высокой термостойкостью (до 200С). Применяют окзил совместно с едким натром, причём едкий натр вводится параллельно с окзилом в буровой раствор.
Основным недостатком реагентов на основе лигносульфонатов является недостаточно эффективное действие в условиях агрессии солей поливалентных металлов. Кроме того, все модификации КССБ вызывают вспенивание буровых растворов, что требует дополнительного ввода различных пеногасителей.
Большой термостойкостью обладают акриловые полимеры, в частности, гипан, метас, реагент К-4, сополимер М-14, лакрис-20 и др [14, 24, 26, 39, 51, 58,60,70,81,99,123].
Гипан - термостойкий понизитель фильтрации, предназначен для снижения фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов при температуре до 200 С, весьма чувствителен к поливалентным ионам, не допускает присутствия ионов кальция выше 0,1%. Оптимальный защитный эффект гипан проявляет при рН = 10—11. При меньших и больших значениях рН глинистые суспензии, как правило, коагулируют. В зимнее время требуется разогрев реагентов, так как он замерзает.
Реагент К-4, разработанный ИГИРНИГМ, выпускается в виде 10%-ного водного раствора и является аналогом гипана.
Метас - термосолестойкий понизитель фильтрации, может использоваться как селективный флокулянт выбуренной породы в малоглинистых растворах. Применяется для пресных и минерализованных вплоть до насыщения растворов при температуре до 220 С, а также для малоглинистых растворов. Оптимальное действие метаса проявляется при рН = 8,5. Как и все акриловые полимеры, метас чувствителен к поливалентным катионам. Метас добавляют в виде воднощелочных растворов 7 - 10%-ной концентрации. Вследствие высокой влажности при отрицательных температурах он замерзает, а в летнее время при хранении в негерметичной упаковке высыхает, образуя труднорастворимые камни.
Акриловый сополимер М-14 по действиям в области применения аналогичен метасу [35, 36]. Лакрис-20 - модификация сополимера М-14. Он предназначен для использования в пресных и насыщенных хлористым натрием буровых растворах при температурах до 260-280 С. Лакрис-20 положительно влияет на устойчивость горных пород, способствуя предупреждению прихвата и осложнений. Суммарное содержание в растворе поливалентных ионов (Mg , Са ) не должно превышать 600-1000мг/л. Показатель рН буровых растворов, обработанных реагентом Лакрис-20, следует поддерживать в пределах 8-10.
Кроме вышеперечисленных реагентов, в практике бурения для обработки буровых растворов в разное время рекомендовались различные их модификации [58, 61]. Неоднократно делались попытки повысить эффективность УЩР химическим модифицированием гуматов, изменением состава и введением новых функциональных групп [62, 71]. С этой же целью синтезировались новые солеустойчивые реагенты [8, 51, 94, ПО, 111], такие как этилкарбоксиметил-целлюлоза (ЭКМЦ), оксиэтилкарбоксиметилцеллюлоза (ОЭКМЦ), азотсодержащие водорастворимые эфиры целлюлозы: цианоэтилкарбоксиметилцеллюло-за (ЦЭКМЦ), цианэтилсульфатцеллюлоза (ЦЭСЦ) и карбомоэтилкарбоксиэтил-целлюлоза (КАЭКЭЦ).
В работе [32] даётся обзор методов модифицирования лигносульфонатов, применяемых для обработки буровых растворов. Методом обмена, окисления, термообработки приводится изменение природы лигносульфонового комплек са, укрупнение его молекул, что обеспечивает некоторое повышение термо стойкости и солестойкости получаемых реагентов [35]. V Однако и эти продукты обладают ограниченной солестойкостью и не нашли широкого применения.
Для предотвращения осложнений при проходке глин применяются различные способы ингибирования буровых растворов. Наибольшее распространение получило ингибирование катионами кальция и калия. Ингибирующий эффект возрастает с увеличением концентрации электролита. Этот процесс сопровождается ростом показателя фильтрации и потерей агрегативной устойчивости раствора.
Характеристика исходных веществ и реагентов
При получении продуктов в воздушно-сухом виде удалением воды и высушиванием до постоянного веса полимеризационного раствора, при повышенной температуре не происходит необратимого изменения свойств реагентов (например, сшивания с потерей растворимости и т.п.). Об этом свидетельствуют сопоставимые результаты, полученные для реагента ЛС-6А, ис пытанного как виде полимеризационного раствора, так и в виде сухого продукта (таблица 2.3 №3 и №6, соответственно).
Таким образом, показана принципиальная возможность получения реагентов для буровых глинистых растворов из группы привитых сополимеров лигносульфонатов и акриловых мономеров, получаемых радикальной со-полимеризацией в водной фазе по простой технологии из промышленно доступных реагентов.
Наиболее перспективными представляются сополимеры лигносульфо-ната и акриловой кислоты, являющиеся сильными полиэлектролитами. Так как только акриловая кислота хорошо растворима в воде, что существенно упрощает технологичность процесса, не требует дорогостоящих органических растворителей, уменьшает пожароопасность процесса.
Очевидно, в силу высокой нуклеофильности полианионов реагента осуществляется его эффективное связывание с обменными катионами поверхности глины с образованием высокогидрофильных поверхностных хемо-сорбционных соединений.
Основным способом уменьшения случайных погрешностей является многократное измерение одной и той же физической величины. Однако уменьшение случайной погрешности путем увеличения числа опытов имеет смысл до тех пор, пока ее величина не станет явно меньше величины погрешности прибора.
В том случае, если погрешность прибора заведомо больше величины случайных погрешностей, достаточно выполнить измерение один раз. Тогда абсолютная погрешность измерения будет равна погрешности прибора. Если, наоборот, определяющей является случайная погрешность, надо уменьшить ее величину с помощью многократных измерений. Рассмотрим методику оценки случайной погрешности в этом случае. Предположим, что мы произвели п прямых измерений величины X: X] , Х2,... Хп. Истинное значение измеряемой величины (при отсутствии систематических погрешностей), равно ее среднему значению, получаемому при бесконечно большом числе измерений, т.е.
Поэтому наиболее близким к истинному значению X будет для данной серии измерений среднее арифметическое значение, а именно: хс=-Ухі Р и« . (2.3) Отклонения измеренных значении Хп от Хср носят случайный характер и называются абсолютными ошибками отдельных измерений: =1 - ,1 (2.4) Мерой случайной погрешности серии измерений является средняя квадратичная погрешность: кв "("-О . (2.5)
Вероятность того, что истинное значение измеряемой величины попадет в заданный интервал, называется доверительной вероятностью, или коэффициентом доверия Р, а соответствующий интервал, определяемый величиной абсолютной погрешности - доверительным интервалом. Достоверность результата при данном количестве измерений можно увеличить, уменьшая его точность, т.е. расширяя доверительный интервал.
Обычно случайную погрешность рассчитывают по формуле:
Е(д ,)2 где аПіР — коэффициент Стьюдента, зависящий от числа измерений п и выбранного значения доверительной вероятности Р. Значения аПіР для ряда случаев приведены в таблице 2.4.
Значения доверительной вероятности Р/п 3 4 5 6 7 8 9 10 100 0,5 0,82 0,77 0,74 0,73 0,72 0,71 0,71 0,70 0,68 0,7 1,3 1,3 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0 0,95 4,3 3,2 2,8 2,6 2,4 2,4 2,3 2,3 2,0 Необходимая степень надежности определяется спецификой производимых измерений. В условиях учебной лаборатории достаточно брать Р = 0,7. Для более точных измерений принимают Р=0,95.
Для окончательной оценки величины абсолютной погрешности АХ следует теперь сравнить полученную случайную погрешность с погрешностями других видов. Если путем многократных измерений удалось сделать случайную ошибку заметно меньше приборной (при незначительных систематических ошибках), то в качестве АХ можно взять погрешность использовавшегося прибора. В противном случае в качестве АХ берут значение АХСЛ.
Таким образом, для оценки абсолютной погрешности при прямых измерениях следует: 1) произвести серию измерений искомой величины и вычислить среднее значение по формуле (2.3); 2) вычислить абсолютные ошибки отдельных опытов согласно (2.4); 3) рассчитать ДХю, по формуле (2.5); 4) определить случайную погрешность, пользуясь формулой (2.6) и таблицей 2.4; 5) сравнить АХсл и погрешность прибора, выбирая в качестве абсолютной погрешности наибольшую из этих погрешностей; 6) записать результат измерений в виде Х = Хср±ДХ. (2.8) Величина абсолютной погрешности сама по себе дает мало информации о действительной точности измерения, если не сопоставлять ее со значением измеряемой величины. Поэтому помимо абсолютной погрешности часто используется так называемая относительная погрешность измерения Е. Она равна отношению абсолютной погрешности измерения к среднему значению измеряемой величины: ХсР. (2.9) Относительную погрешность иногда выражают в процентах: = — .100% х р . (2.10)
Исследование адсорбции реагента АЛС
Как видно из полученных графиков большая часть глинистых частиц до термообработки находится в пределах 2-3 мкм, после термообработки содержание частиц до 1-2 мкм увеличилось. Возрастание температуры до 180 С усилило адсорбцию АЛС на глинистых частицах, образуя защитный коллоид, тем самым не давая им слипаться и как следствие не увеличение вязкостных характеристик глинистого раствора.
При проводке скважины в осложненных условиях зачастую приходится утяжелять буровые растворы повышением плотности до нужных ее значений. Плотность утяжеленного глинистого раствора - его основная эксплуатационная характеристика - зависит в первую очередь от плотности утяжелителя и возможности утяжеления, определяемой свойствами раствора. Отличительным свойством утяжеленных растворов является значительное содер жание в них твердой фазы (наполнителя), уменьшающей подвижность раствора. Поэтому процесс утяжеления бурового раствора связан не только с вводом необходимого количества утяжелителя в систему, но и с регулированием соотношений между компонентами твердой фазы с целью сохранения структурно-механических показателей в заданных пределах.
Также утяжеление глинистых буровых растворов сопровождается резким повышением реологических параметров, что приводит к значительному сокращению скорости бурения, а также увеличивает опасность осложнений и требует дополнительных энергетических затрат на циркуляцию бурового раствора. В связи с этим особенно актуальным является разработка эффективных реагентов-разжижителей. Поэтому необходимо провести исследования о возможности использования разработанного реагента АЛС в утяжеленных глинистых буровых растворах и совместимости его с другими реагентами.
Влияние содержания АЛС на утяжеленные глинистые растворы представлено в таблице 3.9. За основу объекта исследования был принят глинистый раствор, обозначенный как И.Р., следующего состава: 6% серпуховской бентонит + 0,5%КМЦ ПАЦ-СВ + вода. Впоследствии данный раствор был утяжелен до плотности 1,7г/см баритом.
Из представленных экспериментальных данных видно, что после добавления утяжелителя в исходный раствор произошло увеличение значений, характеризующих реологические параметры буровых растворов: условной и пластической вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, показатель фильтрации и значение рН остались практически без изменений.
Ввод АЛС в различных концентрациях от 0,1 до 0,35% позволил рассмотреть его эффективность как реагента-разжижителя. Уже при концентрации АЛС 0,1% происходит значительное снижение условной вязкости с 90с до 52с, тенденция к снижению вязкости сохраняется при дальнейшем увеличении концентрации АЛС до 0,35% - показатель условной вязкости снижается до 38с. Показание пластической вязкости г снижается при вводе АЛС в глинистый утяжеленный раствор, но при этом резкого изменения значений гіпл в зависимости от увеличения концентрации не наблюдается. Можно предположить, что добавка АЛС в утяжеленный глинистый раствор способствует образованию защитных оболочек, снижающих трение между частицами дисперсной фазы.
Данное предположение подтверждается и величинами, характеризующими предельное динамическое То и статическое СНСі/ю напряжение сдвига, значения которых уменьшаются с увеличением концентрации АЛС. Снижение значений То с увеличением концентрации АЛС указывает на то, что образуется меньше единиц структурной сетки вследствие образования адсорбционных оболочек на поверхности частиц дисперсной фазы: равновесное состояние структуроразрушение »структурообразование наблюдается при 105дПа в растворе с добавкой АЛС 0,1% и снижается до ббдПа с добавкой 0,35% АЛС. Уменьшение значений СНСшо с увеличением концентрации АЛС также указывает на образование адсорбционных оболочек, препятствующих контакту частиц дисперсной фазы друг с другом, что способствует снижению прочностного сопротивления бурового раствора, находящегося в состоянии покоя. Следует отметить, что показатель фильтрации и значение рН при введении АЛС в различных концентрациях в утяжеленный глинистый раствор остались без изменения. Таким образом, добавки АЛС позволяют плавно регулировать реологические параметры утяжеленных глинистых растворов, не ухудшая при этом их фильтрационные свойства.
Эффективность АЛС в качестве реагента-разжижителя определялась путем сравнения его с такими аналогами как ФХЛС-М и ФХЛС-ПК. В качестве основы был взят глинистый раствор из Серпуховского глинопорошка 6%-ной концентрации (И.р.). Сравнительные данные представлены в таблице 3.10. Таблица ЗЛО — Сравнительная эффективность АЛС в составе бурового раствора № Вид раствора Параметры раствора Т,с сне1,дПа сне10, дПа Ф, см3/ 30 мин мПа-с to, дПа Р.кг/м рН 1. И.р.+0,5% ПАЦ-СВ+барит 130% 94 175 250 6,5 31 105 1700 11,0 2. №1+1% АЛС 44 20 55 4,5 25 72 1700 11,0 3. №1+1%ФХЛС-М 60 26 63 5,0 19 75 1700 11,0 4. №1+1%ФХЛС-ПК 68 23 56 5,0 25 99 1700 11,0 Установлено, что при использовании реагента АЛС буровой раствор имеет более низкую условную вязкость (44 с), для сравнения условная вязкость с ФХЛС-М и ФХЛС-ПК 60 и 68 с соответственно (т.е. АЛС превосходит почти в 1,5 раза). При этом показатель фильтрации и значения СНС почти одинаковы, следовательно, АЛС разжижает глинистый раствор наиболее эффективно, сохраняя реологические свойства раствора. Таким образом, сделан очень важный для практики вывод о том, что буровые глинистые растворы, обработанные реагентом АЛС, можно утяжелять 85 до плотности 1600 - 1700 кг/м при сохранении их оптимальных технологических параметров.
Определение изменения окислительно - восстановительного потенциала и коррозионной агрессивности буровых растворов под влиянием добавок АЛС
Согласно Регламента на приготовление и обработку бурового раствора при бурении скважин на Уренгойском ГКМ, интервал бурения под кондуктор производился с использованием полимерглинистого бурового раствора, следующего состава: глинопорошок (обеспечивает структурные и вязкостные свойства бурового раствора), КМЦ (предназначена для регулирования уровня водоотдачи растворов на водной основе), графит (используется для предупреждения образования сальников и с целью снижения коэффициента трения).
Интервал бурения под техническую колонну также производился с использованием полимерглинистого раствора, следующего состава: глинопорошок, КМЦ, М-14 (для стабилизации промывочной жидкости), сода кальцинированная (для контроля жесткости и загрязнения раствора ионами кальция), сода каустическая (регулятор рН бурового раствора), графит. Интервал бурения под эксплуатационную колонну производился на полимерглинистом эмульсионном растворе следующего состава: глинопорошок, КМЦ, сода кальцинированная, КЛСП (для регулирования вязкости и показателя фильтрации раствора), Целлотон (наполнитель для ликвидации поглощений), нефть (для улучшения смазывающих свойств).
С глубины 2300 - 2500 м обработка бурового раствора производилась КЛСП (кубовый лигносульфонатный пек) с целью наиболее полного эмульгирования в буровом растворе углеводородного компонента, снижения вязкости и СНС. Но, приготовление водного раствора КЛСП, сопровождается энерго- и трудозатратами (нагревание воды, длительное перемешивание в глиномешалке и т.д.). Также требуется большое количество реагента для поддержания параметров бурового раствора, так, например, для снижения вязкости и СНС бурового раствора необходим 3-7% - ый раствор КЛСП, для снижения вязкости и фильтрации бурового раствора; 10-12% - ые растворы не увеличивают вязкость и СНС, но снижают фильтрацию бурового раствора, а для более эффективного снижения фильтрации бурового раствора применяют 15-18%-ные растворы КЛСП, но при столь высокой концентрации, возрастает и СНС и вязкость промывочной жидкости.
В соответствии с актами на бурение скважин с указанием расходов химических реагентов и материалов для бурения скважины 5482 (Приложение 3) израсходовано 13250 кг КЛСП.
В этой связи, в качестве альтернативы, было предложено испытание разработанного реагента комплексного действия АЛС. Согласно, проведенным экспериментам, представленных в главе 3 его можно использовать для регулирования реологических свойств промывочной жидкости. Преимуществом АЛС является то, что его можно применять как в сухом, так и в водном растворе, с минимальными концентрациями (0,2-0,5%).
При этом технология применения АЛС предусматривала несколько схем его ввода в буровой раствор.
При использовании водного раствора, в блоке приготовления раствора смешивается вода и АЛС, необходимой концентрации и подается в рабочий раствор. При этом растворение реагента происходит быстро без образования сгустков и комков, что позволяет сократить энергозатраты на обработку раствора.
При острой необходимости (в случае экстренного возрастания условной вязкости промывочной жидкости) АЛС также можно вводить непосредственно в рабочий раствор «по желобу».
Бурение с применением АЛС велось в интервале 0-450м на скважине № 5462. При забое 350 м, в интервале залегания пластинчатых глин, в растворе начала нарабатываться высококоллоидальная глинистая фаза с резким повышением показателя вязкости бурового раствора до 120 с. АЛС вводился в виде водного раствора, в пересчете на сухое вещество ввод реагента составил 0,25%. В результате применения АЛС снизился показатель вязкости и СНС до 49 с и 5/10 дПа соответственно.
В процессе бурения в испытуемом интервале выносился крупный (5-7 см) шлам высокопластичной глины, но сильного загущения раствора не про 108 изошло, что указывает на ингибирующие свойства АЛС Вследствие коагулирующего действия АЛС, размалываемый долотом шлам не переходил в коллоидную фазу раствора, и, оставаясь относительно крупных размеров и легко отделяясь от раствора, оставался на вибросите, что обеспечило безаварийную проходку через интервал вышеназванных глин. Ни во время перемешивания реагента, ни во время дальнейшего бурения пенообразования не наблюдалось. Подробно процесс обработки раствора во время бурения интервала 0-450 м скв.№5462 описан в «Акте промысловых испытаний» (Приложение 4).
На скв.№5466 куст 170 Уренгойского ГКМ бурение с применением АЛС велось в интервале 450-1400 м. При забое 700 м пошла интенсивная наработка высококоллоидальной глинистой фазы. Был введен водный раствор АЛС (0,3% на сухое вещество). Показатель вязкости и СНС упал с 50 с до 22 с и 40/58 дПа до 5/10 дПа соответственно. Показатель фильтрации снизился с 5,5 см /30 мин до 3 см /30 мин.
При введении нефти в буровой раствор АЛС, как поверхностно-активное вещество образовал в растворе устойчивую во времени гомогенную эмульсию, которая оставалась таковой без разделения фаз до конца бурения интервала. Таким образом, АЛС облегчает эмульгирование нефти в глинистом растворе.
