Исследование и разработка состава

Совместно с сотрудниками лаборатории буровых растворов и специальных жидкостей ООО «ТюменНИИгипрогаз» были проведены исследования растворов на углеводородной основе. Экспериментальные исследования проводились с использованием современного испытательного оборудования позволяющего моделировать условия применения буровых растворов. Задача исследований заключалась в разработке бурового раствора на углеводородной основе.

Традиционным способом ликвидации поглощений буровых растворов при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири по-прежнему остаются заиливание шламом, установка соляро-бентонитовых тампонов и цементных мостов. Следует отметить, что специальных работ по изучению характеристик поглощений и их классификации не проводилось, что затрудняет обоснованный выбор способов ликвидации этого осложнений в зависимости от геолого-технических условий. Результаты исследований технологических свойств буровых растворов на различных основах приведены в таблице 58.

Согласно требованиям безопасности к применению буровых растворов (п. 220 ): температура вспышки раствора на углеводородной основе должна на

50 °С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины. В нашем случае температура вспышки раствора на основе дизельного топлива не будет удовлетворять термобарическим условиям скважины, так как чистое дизельное топливо имеет не высокую температуру вспышки в открытом тигле (таблица 59). Автор книги отмечает, что в последние годы возникает необходимость замены углеводородной среды для обратных эмульсий на жидкости, не содержащие ароматических соединений. В связи с этим предпочтения отдаются растворам на основе минерального масла.

Таблица 58 – Результаты исследований технологических свойств

растворов

Состав раствора	ρ, кг/м3	СНС1/10, дПа	Ф, см3/ 30мин	ηпл, мПа·с	τ0, дПа	n	К, Па·с	Uпр, В В
ДТ – 70 % НРП-20М – 2,5 % Орбент-91 – 2,0 % Эмульгатор МР-2,0 % 40 %-ый водный раствор CaCl2 – 30 %		20/	1,6			0,90	0,04
Масло ВМГЗ – 70 % НРП-20М – 2,5 % Орбент-91 – 2,0 % Эмульгатор МР- 2,0 % 40 %-ый водный раствор CaCl2 – 30 %		56/				0,86	0,41
ДТ – 35 % Масло ВМГЗ – 35 % НРП-20М – 2,5 % Орбент-91 – 2,0 % Эмульгатор МР- 2,0 % 40 %-ый водный раствор CaCl2 – 30 %		25/	0,4			0,79	0,21
Полиэмульсан – 70 % НРП-20М – 2,0 % Органобентонит-2,5 % Эмульгатор – 2,5 % СаО – 1,0 % 40 %-ый водный раствор CaCl2 - 30 %		41/				0,69	0,52

Таблица 59 – Результаты определения температуры вспышки в

открытом тигле

Наименование объекта испытания	Температура вспышки в открытом тигле, 0С
Минеральное масло ВМГЗ
Минеральное масло «Полиэмульсан»
Дизельное топливо для тепловозных и судовых двигателей и газовых турбин: Л, З, А	Л 62
З 40
А 35
Дизельное топливо для дизелей общего назначения: Л (летнее плотность 860 кг/м3), З (зимнее плотность 840 кг/м3), А (арктическое плотность 830 кг/м3)	Л 40
З 35
А 30

Анализ результатов показывает, что эмульсионные буровые растворы, приготовленные на минеральных маслах ВМГЗ и «Полиэмульсан» обладают высокими реологическими и структурными свойствами, также для этих типов растворов отмечается отсутствие статической фильтрации.

Было проведено исследование влияния повышенных температур (от 20 °C до 80 °С) на реологические свойства выбранных эмульсионных буровых растворов. Исследования проводились путем моделирования скважинных условий с использованием ротационного вискозиметра с программным управлением OFITE-1100, позволяющим прослеживать динамику изменения свойств буровых растворов в реальном времени. Результаты испытаний представлены на рисунках 1-11.

Результаты анализа показывают, что при нагревании реологические показатели растворов существенно снижаются, у раствора на основе «Полиэмульсан» в 3 раза, у раствора на основе минерального масла ВМГЗ более чем в 6 раз. Экспоненциальный рост пластической вязкости при охлаждении раствора (например, во время СПО) вызывает резкий рост пусковых давлений и эквивалентной циркуляционной плотности, что приводит к гидроразрывам, потерям и поглощениям раствора, нарушению устойчивости стенок скважины.

Отмечено, что наиболее оптимальные показатели получены у раствора, приготовленного на основе минерального масла «Полиэмульсан». Также большое влияние на выбор в качестве основы «Полиэмульсан» оказала необходимость соблюдения норм противопожарной безопасности, в условиях высоких температур выходящего со скважины раствора и, соответственно, создания бурового раствора, имеющего высокие температуры вспышки в открытом тигле.

Авторами статьи отмечено, что применение «Полиэмульсана» в качестве основы РУО позволил решить ряд задач, таких как бурение несовместимых интервалов скважин со сложными профилями и большими отходами от вертикали, а также качественное вскрытие продуктивных пластов.

Рисунок 6 – Влияние температуры на пластическую вязкость растворов на углеводород

Рисунок 7 – Влияние температуры на динамическое напряжение сдвига растворов на углеводородной основе

Рисунок 8 – Влияние температуры на эффективную вязкость растворов на углеводородной основе при скорости сдвига 600 об/мин

Рисунок 9– Влияние температуры на эффективную вязкость растворов на углеводородной основе при скорости сдвига 300 об/мин

Рисунок 10 – Влияние температуры на эффективную вязкость растворов на углеводородной основе при скорости сдвига 6 об/мин

Рисунок 11 – Влияние температуры на касательное напряжение сдвига раствора на основе масла «Полиэмульсан»

Растворы на основе «Полиэмульсан» применялись в качестве промывочной жидкости при строительстве более 50 скважин на различных месторождениях севера Тюменской области (таблица 60).

Таблица 60 – Практическое применение РУО «Полиэмульсан»

Наименование месторождения	Количество скважин
Ямбургское ГКМ Северо-Уренгойское ГКМ Уренгойское НГКМ Северо-Есетинское ГКМ Медвежье ГКМ Южно-Парусовое ГКМ

Классическая рецептура бурового раствора приведенная в статье [25] на основе «Полиэмульсан» включает в себя следующие компоненты:

· Дисперсионная среда – минеральное масло «Полиэмульсан»;

· Дисперсионная фаза – минерализованная по CaCl₂ вода;

· Регулятор реологических свойств – НРП-20;

· Структурообразователь – органобентонит;

· Регулятор фильтрации – НРП-300;

· Первичный эмульгатор – МР-150;

· Гидрофобизатор – АБР-40;

· Регулятор щелочности – CaO, Ca(OH)₂;

· Утяжелители баритовые и разнофракционные карбонатные утяжелители (микромрамор, сидерит).

В процессе бурения с использованием РУО «Полиэмульсан» были отмечены основные недостатки данного типа раствора – высокая сжимаемость и нелинейная зависимость вязкости основы от температуры, а также катастрофическое снижение динамического и статического напряжения сдвига, что способствует заметному ухудшению качества очистки ствола. Ограниченная термостабильность раствора, которая зависит от выбора природы ПАВ-стабилизаторов, оказывает значительное влияние на изменение реологической модели.

Учёт данных факторов при проектировании модели бурового раствора является достаточно сложной инженерной задачей, а стабилизация реологического профиля и устранение такой зависимости от температуры – одним из ключевых направлений в совершенствовании рецептур РУО и разработке новых поколений буровых растворов.

Были предприняты меры по оптимизации реологического профиля путем ввода дополнительных добавок, которые увеличивают вязкость углеводородных жидкостей с ростом температуры. Подбор типа и концентрации таких добавок позволил компенсировать падение вязкости с температурой, сохранив необходимые реологические свойства раствора на забое скважины, а также обеспечить высокий коэффициент коагуляционного структурообразования. Также в систему был добавлен вторичный эмульгатор Полиэколь SE, ввод которого обеспечил дополнительную термостойкость раствора, а именно снижение амплитуды изменения напряжения пробоя при увеличении температуры и в процессе термостатирования обратной эмульсии. Это также позволило снизить общее количество времени диспергирования.

Для увеличения смачивания твердой фазы углеводородной средой, как следствие уменьшение трения между частицами твердой фазы и выбуренной породы был применен новый гидрофобизатор Полиэколь Са. Использование гидрофобизатора нового типа позволило снизить влияние увеличения твердой фазы при наработке выбуренной породы, а также при утяжелении обратной эмульсии до 1,1 г/см³ разнофракционными утяжелителями различного типа. Разработанная модель раствора с оптимизированным реологическим профилем имела следующий компонентный состав:

• Дисперсионная среда – минеральное масло «Полиэмульсан»;

• Дисперсная фаза – минерализованная;

• Регулятор реологии – Полиэколь ;

• Структурообразователь – Органобентонит;

• Регулятор фильтрации – НРП-300

• Первичный эмульгатор – МР-150;

• Вторичный эмульгатор – Полиэколь;

• Гидрофобизатор – Полиэколь;

• Регулятор щелочности;

• Карбонатный утяжелитель (микромрамор МР-4).

На основе вышеперечисленных реагентов для РУО «Полиэмульсан» достигнуто снижение пластической вязкости на 20-26 %, при этом получены изначально более высокие значения статического напряжения сдвига у модели раствора с модификаторами реологии, что обеспечило седиментационную устойчивость утяжелителя и выбуренной породы во времени и в условиях высоких забойных температур.