Разработка ингибирующих буровых растворов

4. спецтема: разработка ингибирующих буровых растворов

4.1. Введение. Горно-геологические условия проводки скважины

    Многолетняя практика показывает, что осложнения и аварии, обусловленные нарушениями  устойчивости стенок скважин, приурочены, главным образом, к интервалам залегания глинистых пород. При этом степень влияния на устойчивость таких пород гидростатического противодавления, гидродинамического воздействия потока промывочной жидкости и ее физико-химического воздействия характеризуется соотношением 8:18:74 [8].

    Физико-химическое воздействие промывочной жидкости на глинистые породы, как ее неотъемлемое свойство, принято называть ингибирующей способностью. Ингибирующая способность – это способность промывочной жидкости предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами. При этом под глинистыми породами понимаются не только собственно глины, но и глинистые сланцы, аргиллиты, породы на глинистом цементе (глинистый песчаник, мергель, алевролит и др.).

    Согласно  современным представлениям, основные причины потери устойчивости глинистый и глиносодержащих пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой промывочной жидкостей и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.

    Глинистые породы обладают целым рядом специфических  свойств, в частности, высокой гидрофильностью, способностью к адсорбции, набуханию и ионному обмену, в силу чего они способны впитывать в себя несвязанную жидкую фазу промывочной жидкости даже при отсутствии перепада давления в системе «ствол скважины – пласт» (отсутствии гравитационной фильтрации)

    В природных условиях глина находится  под действием горного давления, температуры и влажности окружающей среды. В земной коре влажность глины зависит от величины горного давления. Со вскрытием глины в процессе бурения величина давления, оказываемого на них, снижается, глины слагающие стенки скважины начинают впитывать воду из состава буровых растворов для восстановления содержания воды в своем составе в соответствии с оказываемым на них новым понижением давления.

    Поскольку при одинаковой степени увлажнения толщина гидратных оболочек, а следовательно, и величина гидратационных напряжений выше у глинистых пород с малой удельной поверхностью, в частности, у аргиллитов и глинистых сланцев, то деформационные процессы протекают в них интенсивнее, чем в породах, представленных преимущественно глинистыми минералами (монтмориллонитом, гидрослюдой, хлоритом, каолинитом), и завершаются хрупким разрушением этих пород, то есть их осыпями и обвалами (кавернообразованием). Для типичных глинистых пород с высокой удельной поверхностью характерны пластические деформации, следствием которых является сужение ствола скважины.

    Набухание и диспергирование глинистого базиса пород-коллекторов, а также миграция диспергированных глинистых частиц в их поровом пространстве являются одной из главных причин снижения естественной проницаемости продуктивных водонефтегазоносных пластов. Кроме этого, диспергирование шлама и осыпающихся в ствол скважины глинистых и глиносодержащих пород ведет к аккумуляции глинистых частиц в самой промывочной жидкости. В результате этого происходит интенсивное изменение ее функциональных свойств, регенерация которых требует разбавления промывочной жидкости водой, дополнительной обработки ее химическими реагентами и применения многоступенчатых систем очистки. Очевидно, что регенерация свойств промывочных жидкостей неизбежно связана с увеличением их общего объема и объема потребления химических реагентов, что влечет за собой не только увеличение затрат на бурение скважин, но и техногенной нагрузки на окружающую среду.

    Для предупреждения или максимального  снижения интенсивности проявления всех перечисленных выше процессов, обусловливающих нарушение устойчивости стенок скважин в породах глинистого комплекса и диспергирование этих пород, промывочная жидкость должна обладать высокой ингибирующей способностью.

    Анализ  процессов взаимодействия воды и  различных химических реагентов  показал, что уменьшают активность воды и предотвращают доступ воды в глину соединения типа: отдельные представители высокомолекулярных продуктов переработки целлюлозы, полиакриламид, различные типы углеводородов, соли [7].

    Буровые растворы, основанные на полигликолях, обычно используются в сочетании с другими ингибирующими добавками. Это обуславливающие полимеры акрильного ряда и ингибирующей соляной фазой на основе соли KCl. При правильном сочетании компонентов эти буровые растворы – устойчивы, высоко ингибирующие и достаточно экономичны.

    Гликоль-полимерный ингибирующий буровой раствор (ПГ ИБР) представляет собой водную суспензию, в которой вода находится в максимально связанном состоянии и минимально допустимым содержанием свободных мономеров воды. Все это уменьшает активность воды по отношению к глине. ПГ ИБР предназначен для управления поведением вскрытых в процессе бурения глинистых отложений и сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

    В сравнении с другими растворами ПГ ИБР необходимы в меньшем объеме. Также имеют ряд других положительных  эффектов, таких как смазка бурильной  колонны, противодействия образования сальников.

    В настоящее время, ингибирующая способность  буровых растворов на основе полигликолей, то есть снижения скорости набухания глин, привлекает наибольшее внимание, так как буровой раствор, имеющий меньшую тенденцию гидратации или дисперсии разбуренного шлама, обычно дает более высокую эффективность контроля на твердой фазой. Эффективность контроля содержания твердой фазы бурового раствора, а именно процентное отношение извлекаемого шлама к объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из основных моментов эффективности бурения в целом и устойчивости системы бурового раствора в частности. Макромолекулы полигликоля состоят из чередующихся гидрофильных и гидрофобных звеньев. Гидрофильные звенья представлены эфирными атомами кислорода, гидрофобные – фукциональными алкильными группами. Вследствие взаимодействия эфирного атома кислорода с молекулами воды, оксиэтиленовые и оксипропиленовые цепи, растворяясь в воде, образуют истинные растворы. Имея достаточную длину, наряду с гидратно-связанной водой, образуют в растворе клубки, связывая воду также за счет энтропийного эффекта.

    Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения  устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов и газов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора: обвалами, затяжками и прихватами бурильных колонн, течением и растворением хемогенных горных пород, оттаиванием вечной мерзлоты и т.д.

    Анализ  таблиц 1.1, 1.5 и 1.6 показывает, что в разрезе скважины начиная от четвертичных отложений до палеогеновой системы включительно присутствуют глинистые включения. В интервале 0–1650 м они создают реальную угрозу возникновения осыпей, обвалов, сужения, кавернообразования и т.д.

4.2. Механизмы повышения  устойчивости ствола  скважин

    При проектировании процесса бурения в глинистых и глиносодержащих отложениях следует учитывать, что стенки скважины, сложенные из глинистых и содержащих их пород, обладают естественной, иногда длительной (многодневной) устойчивостью, которая зависит от четырех главных причин:

• физико-химический природы глинистых пород, условий их значения, влаго-

насыщенности;

• изменения характера напряженного состояния пород, вызванного строительством ствола скважины;
• механического и эрозионного воздействия на породы бурового инструмента и восходящего потока бурового раствора;
• гидратации глинистых и глиносодержащих пород под влиянием фильтра бурового раствора.

    Осложнения, вызванные, упомянутыми выше причинами, как правило, предупреждаются, в основном управлением свойствами буровых растворов и режимом их течения.

    Для неосложненного бурения в данном случае, очевидно, целесообразно реализовать следующие мероприятия:

• сохранение ламинарного режима течения в открытом стволе скважины изменением средней скорости течения и реологических показателей в целях увеличения эффективной вязкости;
• регулирование дифференциального давления, чтобы минимизировать, как репрессию на пласт, обуславливающую интенсивность отфильтровывания в него жидкой фазы раствора, так и пульсацию противодавления, приводящую к осыпанию неустойчивых отложений;

-   управление фильтрационными процессами в системе скважина – пласт, которые в данном конкретном случае для данного типа породы режима течения бурового раствора определяются его физико-химическими свойствами (ингибирующими, антифильтрационными и коркообразующей способностями, величиной и направлением осмотических потоков). 

    Наиболее  распространенные в буровой технологии глинистые растворы при ингибировании  становятся более защищенными от агрессии солей, содержащихся в горных породах или в пластовых флюидах. В то же время, ингибирование раствора позволяет, в определенной мере, защищать глинистые горные породы стенок ствола от проявления неустойчивости, набухания глин, сужения ствола, иногда и от осыпания пород, улучает качество вскрытия продуктивных пластов. Сущность  ингибирования  заключается  в  частичной  регулируемой  коагуляции  глинистых  частиц,  приводящей  к  образованию  агрегатов  при  сохранении  общей  связности,  структурной  сетки  в растворе. 

    При этом ингибированный раствор не обязательно должен быть глинистым. В последние годы наиболее широкое распространение получили  безглинистые ингибированные раствора типа гидрогелей магния и кальция, полимерсолевые и полимер-гелевые растворы. Использование в качестве ингибиторов минеральных солей приводит к снижению толщины двойных электрических слоев, дегидратации элементарных частиц горных пород, особенно глинистых, усилению прочности связей между ними, а возможно и к уплотнению пород. Поэтому в качестве первых ингибиторов наиболее широкое распространение получили соли кальция, диссоциированный катион которых, имея повышенный электрический заряд и две свободные валентности, активно связывает глинистые частицы между собой. Используя указанный механизм, в буровой технологии применяются и алюминатные ингибированные промывочные растворы, диссоциированный катион которых, (алюминий) имеет более мощный электрический заряд и три свободные валентности [13].

    Особое  место в ингибированных промывочных  растворах занимают калиевые системы. Благодаря отрицательной гидратации ион калия способен глубоко проникать в межплоскостные пространства глинистых пород, тем самым, повышая энергию межпакетной связей. Ингибированные калием глинистые и безглинистые промывочные жидкости наиболее гарантированно позволяют успешно разбуривать неустойчивые терригенные горные породы, включая глинистые сланцы, аргиллиты.

    При существующей технологии строительства  скважин, определяющие влияние на качество вскрытия продуктивных пластов оказывают  буровые растворы и технологические жидкости на стадиях первичного и вторичного вскрытия. Многочисленные исследования показывают, что наиболее интенсивное загрязнение продуктивных горизонтов происходит за счет проникновения в поры коллекторов фильтратов и части твердой фазы промывочной жидкости. По-видимому, характер и  продолжительность ухудшения проницаемости пористой среды, при прочих разных условиях, существенно зависит от эффективности кольматации в период мгновенной фильтрации, продолжающейся в течение нескольких секунд с момента контакта ювенильной поверхности пород с промывочной жидкостью. Фильтрация быстро затухает, если фракционный и вещественный состав раствора позволяет за непродолжительное время создавать плотный непроницаемый экран. Дисперсная фаза способна хорошо закупоривать проницаемые пласты, но при освоении продуктивных пород – коллекторов они легко удаляются из них в результате растворения (разложения) кольматанта нефтью или специальными составами. В качестве подобных закупоривающих материалов используются отсортированные по крупности частицы нефтерастворимые воски и смолы, специально подготовленная крупнозернистая соль, а также карбонатные материалы. Карбонатные материалы нашли применение, как при бурении, так и при капитальном ремонте скважин. Они относительно дешевы и пригодны для работы с продуктивными пластами любого типа. Имеется большой положительный опыт применения разбуривания газовых и нефтяных горизонтов и коллекторов малой проницаемости, солевых и межсолевых отложений, сложенных аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Правильный выбор фракционного состава частиц дисперсной фазы раствора позволяет исключить глубокую кольматацию призабойной зоны, повысить качество вскрытия продуктивного пласта по сравнению с глинистыми системами. В целом накопленный большой положительный опыт применения ингибированных систем. Их механизм ингибирования коренным образом отличаются от методов, связанных с изменением энергии взаимодействия в пакетах глинистых частиц, использованием катионов различной валентности в обменном комплексе. Это буровые растворы, основанные на полигликолях. Они получили достаточное влияние в 80-ые годы, в связи с изменением отношения к безопасности окружающей среды, безопасности труда и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. При правильном сочетании компонентов буровые растворы на основе полигликолей достаточно устойчивы, высоко ингибирующие и эффективность контроля над твердой фазой. Эффективность контроля твердой фазы бурового раствора, процентное соотношение извлекаемого шлама к общему объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из перспективных направлений повышения эффективности бурения в целом и устойчивости открытого ствола скважины и целостности выносимого буровым раствором разбуренного шлама. При этом полигликоли позволяют улучшить фильтрационные характеристики бурового раствора, адсорбции их на глине гидрофобизируют ее поверхность, способствует снижению межфазного натяжения фильтрата на границе раздела фаз горная порода – углеводородная фаза пласта, что существенно сказывается на коэффициенте восстановления проницаемости кернов. Механизм действия полигликолей основан на оказании ими воздействия на количество свободной воды и понижения ее активности.