Практика бурения скважин на нефть и газ убедительно показала, что методом диспергирования твердой фазы (глинистой или карбонатной) трудно получить суспензии частиц малых размеров с высокой поверхностной активностью и стабильностью. Более перспективным является метод ингибирования с применением ингибиторов. На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на реологические параметры. Экспериментально подтверждено, что оценка ингибирования по комплексу параметров, дает четкое представление о качестве продукции. Разработанные ингибиторы «Полигма» характеризуются положительным откликом ингибирования всех вышеперечисленных параметров, что определяет их как универсальные продукты — новые ингибиторы и регуляторы буровых технологических жидкостей при проходке глинистых разрезов.
Целью экспериментальных исследований являлось разработка универсальной рецептуры ингибиторов гидратации глин при минимальном воздействии на устойчивость стенок скважин и реологические параметры бурового раствора.
Существует ряд методов оценки ингибирования гидратации глинистых сланцев: по коэффициентам набухания, скорости увлажнения и разжижающей способности реагента. Широкое распространение получил метод К. Ф. Жигача и др. [1], оценивающий коэффициент набухания Кнаб. Практика показала, что большинство сред, вызывающих процесс ингибирования набухания приводит к диспергированию глинистых образцов, что оказывает негативное воздействие на качество промывочной жидкости. Методику оценки ингибирующей способности бурового раствора, где в качестве критерия выбрана начальная скорость увлажнения образцов глин приведена в работе [2]. Это является модельной интерпретацией разрушения стенок скважин. В дальнейшем определялась влажность образцов и потери в массе, в расчете на сухую глину. Снижение доли кернового материала, переходящего в раствор, свидетельствует об уменьшении диспергирующей способности исследуемого ингибирующего агента. Способность глин к набуханию может привести к различным осложнениям процесса бурения, к ухудшению качества вскрытия продуктивных пластов. Причем опасность этих и других отрицательных явлений возрастает с увеличением концентрации глинистых частиц в растворе, кроме того введение самого ингибирующего агента оказывает существенное влияние на тиксотропную структуру бурового раствора. Поэтому автором рассмотрено изменение реологических параметров модельных буровых растворов при увеличении концентрации глины при заданном содержании (1 %) различных ингибирующих композиций. Состав ингибитора «Полигма» подбиралась эмпирически в три этапа. Первый этап включал изучение ингибирующей способности параметров набухания, увлажнения и потери в массе глинистых образцов при механической нагрузке различных реагентов, применяемых на практике при бурения скважин. Были исследованы следующие реагенты: нитрилотриэтилфосфоновая кислота (НТФ), триполифосфат натрия (ТПФН), формиат натрия, борная кислота, жидкое стекло (ЖС), лигносульфоиат (ЛСФ), конденсированная сульфид-спиртовая барда (КССБ), глицерин, триэтаноламин (ТЭМ), реагент — Оксаль Т-92, УЩР, БРЭГ-2. Также ряд эфиров этиленгликолей: моно-, ди-, триэтиленгликоль (МЭГ, ДЭГ и ТЭГ соответственно), полиэтиленгликолей — пылеподавители калийных солей (ППД различных марок). Результаты экспериментов представлены в таблице 1.
На основе полученных параметрах ингибирования того или иного параметра методом проб и ошибок разрабатывались рецептура «Полигма» различной модификации.
Эмпирические образцы сравнивалась и известными марками ингибиторов глинистых сланцев: «Биосол», «ГКЖ-11Н», «АМСР-3», «Акрилат», «БСР», «Неонол АФ 9–12», «Лапрол 5003». Результаты экспериментов представлены в таблице 2.
Таблица 1
Влияние различных сред на ингибирование параметров набухания, увлажнения ипотерь массы глинистого образца при механической нагрузке (ПБ)
|
ИНГИБИТОР |
Кнаб,% 6cуток |
Jнаб, % |
W,% через 2 ч. |
JW, % |
Потери массы,%, через 2 ч. механической нагрузки |
Jпотери массы,% |
|
Контроль: водопровод: дистиллят=1:1 |
2,25 |
0,00 |
31,13 |
0,00 |
0,92 |
0,0 |
|
0,15 % Нитрилотриметилфосфо-новая кислота (НТФ) |
2,09 |
7,11 |
30,06 |
3,43 |
3,06 |
-231 |
|
0,15 % Триполифосфат (ТПФ) |
2,17 |
3,56 |
29,11 |
6,48 |
6,69 |
-624 |
|
1 % Формиат натрия |
1,78 |
20,44 |
Диспергирование глинистого образца (разрушение столбика) |
|||
|
1 % Хлорид натрия |
1,64 |
27,1 |
Диспергирование глинистого образца (разрушение столбика) |
|||
|
1 % Борная кислота (БК) |
2,18 |
3,11 |
29,73 |
4,17 |
-1,16 |
225 |
|
1 % Жидкое стекло (ЖС) 7. |
2,28 |
-1,3 |
33,68 |
-8,20 |
15,8 |
-1610 |
|
1 % УЩР (БРЭГ-2) |
2,40 |
-6,7 |
33,5 |
-7,61 |
-1,55 |
268 |
|
1 % БСР |
2,35 |
-4,4 |
31,6 |
-2,1 |
-1,03 |
212 |
|
1 % «Полисил» |
2,16 |
4,00 |
29,44 |
5,43 |
-0,23 |
125 |
|
0,2 % Лигносульфонат (ЛСФ) |
2,02 |
10,22 |
30,65 |
1,54 |
-0,16 |
118 |
|
0,2 % (КССБ) |
- |
- |
31,39 |
-0,85 |
0,12 |
87 |
|
1 % Глицерин |
2,12 |
5,76 |
31,99 |
-2,77 |
-1,00 |
208 |
|
1 % Триэтаноламин (ТЭА) |
2,3 |
-2,2 |
32,66 |
-4,91 |
0,51 |
44,5 |
|
1 % Пылеподавитель калийных солей (ППД технический) |
2,62 |
-16,44 |
35,04 |
12,58 |
2,89 |
-2 |
|
1 % ППД чистый |
2,27 |
-0,89 |
29,69 |
4,62 |
-0,63 |
168 |
|
1 % (ППД технический +1,5 ТЭА) |
2,2 |
2,2 |
30,05 |
3,47 |
-1,31 |
242 |
|
1 % Моноэтиленгликоль (МЭГ) |
- |
- |
29,86 |
4,06 |
1,86 |
-101 |
|
1 % Диэтиленгликоль (ДЭГ) |
- |
- |
29,37 |
5,65 |
1,4 |
-51,65 |
|
1 % Триэтиленгликоль (ТЭГ) |
- |
- |
30,91 |
0,71 |
1,21 |
-30,5 |
Таблица 2
Влияние некоторых ингибиторов на параметры набухания, увлажнения идиспергирования, глинистых образцов при механической нагрузке (Навбахорский бентонит ПБ)
|
ИНГИБИТОР |
Jнаб,% 6 суток |
Jнаб, % |
W,% через 2 часа |
JWпотерь, % |
Потери,% через 2 часа |
Jпотери массы,% |
|
Контроль |
2,25 |
0,00 |
31,13 |
0,00 |
0,92 |
0,0 |
|
1 % ГКЖ-11Н |
2,73 |
-21,33 |
41,96 |
34,79 |
9,29 |
-1200 |
|
1 % АМСР-3 |
2,61 |
-16 |
34,4 |
-10,51 |
4,71 |
-410 |
|
1 % Т-92 ОКСАЛЬ |
- |
- |
' 30,69 |
0,01 |
-0,17 |
124,6 |
|
1 %«Лапрол» 5003 2Б |
2,3 |
-2,2 |
31,2 |
-0,23 |
0,81 |
12,3 |
|
1 % «Неонол» |
1,81 |
19,56 |
31,15 |
-0,08 |
1,2 |
-30 |
|
1 % «Акрил» |
2,27 |
-0,89 |
29,48 |
4,8 |
3,59 |
-253 |
|
1 % «Биосол» |
1,95 |
13,3 |
28,91 |
7,12 |
1,5 |
-43 |
|
1 % 0,75 % р-ра «Биосол» |
1,98 |
12,00 |
28,65 |
7,96 |
3,13 |
-239 |
|
1 % «Полигма» 1 |
1,83 |
18,67 |
30,56 |
1,83 |
-0,07 |
107 |
|
1 % «Полигма» 2 |
1,85 |
18,0 |
30,15 |
3,14 |
-0,88 |
195 |
|
1,5 % «Полигма» 2 |
2,22 |
1,33 |
29,60 |
4,90 |
0,37 |
60 |
|
1 % «Полигма» 3 |
1,97 |
12,44 |
29,61 |
4,87 |
-1,39 |
250 |
|
1 % «Полигма» 3 |
2,19 |
2,67 |
29,56 |
5,02 |
0,2 |
72 |
|
1 % «Полигма» М |
2,03 |
9,78 |
28,8 |
7,48 |
0,16 |
82,4 |
Также были изучены, влияния содержания ингибиторов на реологические параметры малоглинистого бурового раствора 6 % ПБМ «Келес» с последующим постепенным погружением раствора бентонитовым порошком ПБ «Навбахор», по 2 % и 12 %, что позволило оценить эффективность ингибиторов в стабилизации реологических параметров. Результаты отражены на таблицах 1,2 и рисунке 1.
«Биосол» как и «Неонол» является лидером в ингибировании гидратации, но увеличивают потери массы глинистых столбиков при увеличении его концентрации в среде, разрушение керна снижается. «Биосол», как правило, приводит к ингибированию процессов на двух типах глин, но увеличивает потери, тем самым, влияет на устойчивость стенок скважины. Введение данного компонента в буровой раствор повышает его реологические параметры.
Идентичными ингибирующими свойствами обладает «Неонол» АФ 9–12, увеличение его активной концентрации, продуктивно снижает потери, при постоянном ингибировании гидратации (таблица 3). Кремнийорганические ингибиторы: ГКЖ-11Н и АМСР-3 вообще не проявляют ингибирующую способность по всем показателям, удовлетворительные результаты проявляются при концентрации более 3 %. Основным недостатком их является критическое увеличение условной вязкости и СНС и ДНС. «Акрилат», по результатам экспериментов, как и БСР, резко снижает реологические параметры бурового раствора, но повышает потери, и дает более высокий коэффициент набухания.
Рис. 1. Влияние ингибирующих добавок на фильтрационные свойства бурового раствора
Этот продукт является типичным ингибитором гидратации, который снижает устойчивость стенок скважин. Ряд экспериментов по отбору рецептуры «Полигма» позволил создать три характерные композиции под экспериментальным символом «2», «3» и «М».
Все экспериментальные и производственные композиции проявляют закономерное ингибирование всех параметров при концентрации их в системе от 1 %.
Но ингибирующая способность их изменяется при увеличении концентрации. Увеличение количества «Полигма» 2 и «Полигма» М приводит к не значительному снижению величины ингибирования набухания и увлажнения, а потери резко снижаются (Табл. 3), что может способствовать устойчивости стенок скважин, а «Полигма» 3 лучше работает при меньших концентрациях, так как увеличение его в системе приводит к резкому ингибирования всех параметров.
Таблица 3
Влияние концентрации известных реагентов и «Полигма» на ингибирование параметров набухания, увлажнения ипотерь массы глинистого образца при механической нагрузке (ПБ)
|
ИНГИБИТОР |
Концентрация,% |
Кнаб, 6 суток |
Өнаб,% |
Потерь массы,% через 2 часа |
Өнаб,% |
Потери,% через 2 часа |
Потери массы,% |
||||
|
Контроль |
- |
2,25 |
0,00 |
31,13 |
0,00 |
0,92 |
0,0 |
||||
|
ГКЖ-11Н |
1 |
2,73 |
-21,33 |
41,96 |
34,79 |
9,29 |
-120,0 |
||||
|
3 |
2,36 |
-4,89 |
32,17 |
3,36 |
1,98 |
-114,7 |
|||||
|
АМСР-3 |
1 |
2,61 |
-16 |
34,4 |
-10,51 |
4,71 |
-410 |
||||
|
.3 |
2,34 |
-4,00 |
32,17 |
-3,2 |
2,8 |
-204 |
|||||
|
5 |
- |
- |
28,7 |
7,8 |
0,37 |
59,8 |
|||||
|
«Неонол» |
1 |
1,81 |
19,56 |
31,15 |
-0,08 |
1,2 |
-30 |
||||
|
3 |
1,82 |
19,5 |
30,46 |
2,1 |
-0,85 |
192 |
|||||
|
«Акрил» |
1 |
2,27 |
-0,89 |
29,48 |
4,8 |
3,59 |
-290 |
||||
|
3 |
2,06 |
8,4 |
31,26 |
-0,4 |
2,94 |
-215 |
|||||
|
1 % 0,75 %-го раствора «Биосол» |
1 |
1,98 |
12,00 |
28,65 |
7,96 |
3,13 |
-240 |
||||
|
3 |
1,83 |
18,67 |
29,49 |
5,26 |
2,37 |
-156 |
|||||
|
«Полигма» 1 |
1 |
1,83 |
18,67 |
30.56 |
1,83 |
-0,07 |
107 |
||||
|
3 |
1,75 |
22,22 |
30,60 |
1,7 |
-1,85 |
300 |
|||||
|
«Полигма» 2 |
1 % |
1,85 |
18,0 |
30,15 |
3,14 |
-0,88 |
195 |
||||
|
3 % |
1,8 |
20,00 |
28,1 |
9,7 |
-3,13 |
440 |
|||||
|
«Полигма» 3 |
1 % |
1,97 |
12,44 |
29,61 |
4,87 |
-1,39 |
250 |
||||
|
3 % |
2,27 |
-0,9 |
32,12 |
-3,2 |
-0,17 |
118 |
|||||
|
«Полигма» М |
1 % |
2,03 |
9,78 |
28,8 |
7,48 |
0,16 |
82,4 |
||||
|
«Полисил» |
3 % |
1,98 |
12,00 |
29,92 |
3,88 |
-2,2 |
338,5 |
||||
|
1 % |
2,08 |
7,56 |
29,44 |
5,43 |
-0,23 |
125 |
|||||
|
3 % |
2,00 |
11,1 |
30,24 |
2,85 |
-3,14 |
441 |
|||||
Сохраняется динамика ингибирования экспериментальных образцов «Полигма» на двух типах глин, что подтверждается воспроизводимостью коэффициентов ингибирования, особенно хорошо снижают потери массы глинистого порошка (табл. 4). Экспериментально установлено, что реагент БСР в большей степени ингибирует разрушение стенок скважины, хорошо понижает фильтрацию, как таковое ингибирование гидратации глинистых сланцев идет в меньшей степени, в сравнение с «Полисил», «Полигма» и «Биосол». Кроме того, БСР резко снижает реологические параметры исходного высоковязкого глинистого бурового раствора (ВГБР). Этот реагент работает не одинаково на разных типах глин, хорошо ингибирует все показатели из бентонитового порошка «Келес», но увеличивает показатель начального увлажнения из порошка «Навбахор». Хорошо стабилизирует потери у обоих типов глин. Сравнение ингибирования параметров набухания, увлажнения и потерь массы глинистого образца при механической нагрузке на двух марках глин ПБВ и ПБМВ, выявило, что экспериментальные образцы «Полигма» универсальны для двух типов глин, в отличие от БСР и «Биосол», ингибирующие параметры которых зависят от качества глины (табл. 4). Таким образом, автором разработаны универсальные ингибиторы «Полигма», рекомендуемая концентрация 3–4 % в случае, «Полигма» 2 и М, 2–3 % при использовании ингибитора «Полигма» 3. Реагенты позволяют эффективно поддерживать требуемые реологические параметры, препятствует разрушению стенок скважин и гидратации, обладают смазывающими и антикоррозионными свойствами.
Таблица 4
Сравнение ингибирования параметров набухания, увлажнения ипотери массы глинистого образца при механической нагрузке на двух марках глин ПБ «Келес» иПБМ «Навбахор»
|
1% растворы |
Среда |
Глинопорошок |
|||||
|
ПБ |
ПБМ |
||||||
|
Jw%, 1час |
J потер массы,%, 1 час |
J наб,%, 6 суток |
Jw%, 1час |
J потери массы,%,1 час |
J наб,%, 6 суток |
||
|
БСР |
Дисстиллят |
-15,7 |
95,4 |
12,6 |
2,27 |
66,7 |
7,5 |
|
Водопровод |
-12,7 |
115,4 |
1,4 |
4,3 |
59,3 |
11,1 |
|
|
«Биосол» |
Дисстиллят |
6,7 |
-4 |
27,4 |
2,1 |
0 |
11,5 |
|
Водопровод |
8,2 |
-29,2 |
10,4 |
10 |
-115 |
9,5 |
|
|
«Полигма» 2 |
Дистиллят |
1,7 |
97,7 |
17,0 |
6,8 |
79 |
5 |
|
Водопровод |
0,48 |
369 |
5,0 |
592 |
9 |
||
|
«Полигма» 3 |
Дистиллят |
3,9 |
81 |
16,0 |
0,68 |
62,8 |
10 |
|
Водопровод |
4,8 |
134 |
7,0 |
1,5 |
448 |
6,2 |
|
Разработанные ингибиторы прошли лабораторные испытания и рекомендованы как регуляторы технологических жидкостей при проходке глинистых разрезов. Разработан также новый эффективный ингибитор «Полисил» М на основе кремний органических соединений, который в большей степени ингибирует гидратацию глинистых сланцев, мягко снижает реологические параметры. Таким образом, проведен анализ оценки ингибирующий способности реагента «Полигма» с различными модифицирующими добавками. Определены параметры ингибирования комплекса показателей: набухания, увлажнения и потери массы глинистых образцов при механической нагрузке. На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на реологические параметры. Экспериментально потверждено, что оценка ингибирования по комплексу параметров, дает четкое представление о качестве продукции. Разработанные полимерные реагенты «Полигма» характеризуется положительным откликом ингибирования всех перечисленных параметров, что определяет их как универсальные реагенты — новые ингибиторы и регуляторы буровых растворов при проходке глинистых разрезов.
Литература:
- Яров А, Н, Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами. -М.: Недра, 1975, 143с.
- Пеньков А. И., и др.- М. НИИКР нефть, 1983.-10с. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов. РД. 39–2-813–82
- Ёдгаров Н. Химические реагенты и материалы в нефтегазовом комплексе — Ташкент.: 2009, 520с.
