Совершенствование технологии приготовления, разработка и выбор компонентов буровых промывочных жидкостей для строительства нефтяных и газовых скважин

На правах рукописи

Маслов Валентин Владимирович

Совершенствование технологии приготовления, разработка и выбор

компонентов буровых промывочных жидкостей для строительства

нефтяных и газовых скважин

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2007

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном обра­зовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюмен­ский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: кандидат технических наук

Коновалов Евгений Алексеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

кандидат технических наук

Лушпеева Ольга Александровна

Ведущая организация Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газо­вых технологий» (ООО «ТюменНИИгипро­газ»)

Защита состоится 27 апреля 2007 года в 16-00 часов на заседании диссер­тационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 27 марта 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В практике буровых работ, несмотря на применение новых технических средств, технологий, материалов и реагентов затраты на ликвидацию осложне­ний по-прежнему остаются высокими. В балансе календарного времени строи­тельства скважин эти затраты составляют 6-10 %. Ежегодные убытки исчисля­ются сотнями миллионов рублей. В сложившейся ситуации наметилась тенден­ция увеличения объемов сервисных услуг, в том числе в области применения буровых растворов. Сервисные компании и буровые предприятия уделяют по­вышенное внимание качеству применяемых компонентов буровых растворов, что приобретает особую актуальность в связи с перемещением основных объе­мов буровых работ в труднодоступные районы и водоохранные зоны. В этих условиях одним из направлений повышения технико-экономических показате­лей и экологической безопасности строительства скважин является внедрение ресурсосберегающих технологий с использованием новых материалов и реаген­тов многофункционального действия. Экономическая эффективность таких технологий может быть повышена путем уменьшения объемов грузоперевозок крупнотоннажных компонентов буровых растворов (глинопорошков, кольма­тантов и реагентов), потребление которых сокращается за счет их высокого ка­чества.

Цель работы. Повышение эффективности и экологической безопасности строительства скважин путем разработки и применения новых компонентов буровых растворов, совершенствования технологии приготовления буровых промывочных жидкостей.

Основные задачи исследований:

1. Анализ современного состояния практики применения материалов и реа­гентов для приготовления и химической обработки буровых растворов.
2. Экспериментальные исследования и разработка состава модификатора глинопорошков с целью сокращения их расхода и улучшения технических характеристик.
3. Экспериментальные исследования и разработка полидисперсных кольма­тирующих наполнителей буровых растворов для профилактики и ликви­дации фильтрационных потерь при бурении длинопротяженных стволов в вы­сокопроницаемых породах.
4. Экспериментальные исследования и разработка композиционных реаген­тов и смесей на основе глиноматериала, кольматирующих добавок и вы­сокомолекулярных соединений для обеспечения требуемых технологических параметров буровых растворов, профилактики и ликвидации осложнений при бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях.
5. Стендовые исследования кавитационной технологии приготовления буро­вых технологических жидкостей для повышения эффективности их приме­нения при строительстве и ремонте скважин.
6. Опытно-промысловые испытания с целью оценки эффективности приме­нения новых материалов, реагентов и кавитационной технологии приготовле­ния буровых растворов с использованием роторно-пульсационных аппаратов.
7. Разработка нормативно-технической документации для производства и применения в процессе проектирования и строительства скважин новых мате­риалов и реагентов.
8. Организация поставок и контроля качества новых материалов и реаген­тов сервисным компаниям и буровым предприятиям для строительства скважин на нефтяных и газовых месторождениях Западной и Восточной Сибири.

Научная новизна работы

1. Научно обоснован и экспериментально подтвержден способ модифика­ции глиноматериала, основанный на нелинейном взаимодействии реагентов при сшивке полиса­харидов и азотосодержащих полимеров.
2. Экспериментально доказано увеличение псевдопластичности и тиксотропии глинистого раствора на основе модифицированных глинопорош­ков и полимеров при применении продукта криогенной технологии (порошка вулканизата).
3. На основе теории энергонапряженных технологиче­ских процессов, экспериментально установлен лавинообразный характер диспергации и гидратации глинопорошков в жидкости под воздейст­вием кавитации. Научно обоснована оптимальная продолжительность кавитационного воздействия в процессе приготовления буровых растворов.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработаны составы модификаторов глинопорошка, обеспечивающих по­вышение показателя «выход раствора» и оптимизацию реологических свойств буровых растворов для строительства скважин и микротуннелей.
2. Разработаны и внедрены при строительстве газовых и нефтяных сква­жин Западной Сибири и Крайнего Севера реагент «Помор-1», кольматирующие наполнители серии «К», обеспечивающие ликвидацию и профилактику погло­щений буровых растворов при бурении высокопроницаемых пород.
3. Разработаны и предложены для производства новые материалы и реа­генты модифицированные химически активированным порошком вулканизата и водонабухащим полимером, обеспечивающие развитие новых способов по­вышения эффективности и экологической безопасности строительства скважин.
4. Разработаны технические условия и организовано производство крупно­тоннажной продукции для приготовления и химической обработки буровых растворов:

ТУ 2458-59009798-001-2004. Реагент порошкообразный многофункцио­нальный «Помор-1»;

ТУ 2458-002-17797095-2004. Кольматанты для буровых растворов;

ТУ 2458-003-17797095-2006. Смеси тампонирующие водонабухающие для бурения скважин;

ТУ 2164-004-17797095-2006. Порошки бентонитовые модифицированные для строительства скважин;

ТУ 2164-005-17797095-2006. Концентрат бурового раствора для строи­тельства микротуннелей.

5. Для использования в практике буровых работ и проектировании строи­тельства скважин разработан стандарт предприятия СТО 59009798-001-2006. Реагент стабилизатор «Помор-1». Технология применения в составе буровых растворов.
6. Кавитационная технология приготовления буровых растворов и модифи­цированные глинопорошки использованы при разработке нормативных документов ОАО «Газпром»:

– Рекомендации по составам, технологии приготовления и обработки пре­сных буровых растворов для строительства скважин на месторождениях Вос­точной Сибири;

– Рекомендации по применению глинопорошков и утяжелителей для при­готовления буровых растворов.

7. Разработанные глинопорошки, реагенты и нормативно-техническая база использованы в составе проектно-сметной документации (более 30 рабочих проектов) на строительство разведочных, поисковых, эксплуатационных сква­жин на сеноманские, валанжинские, ачимовские и юрские отложения месторо­ждений Крайнего Севера.
8. Для строительства скважин в различных геолого-технических условиях в буровых предприятиях, нефтяных компаниях и ОАО «Газпром» за последние три года использовано 105,4 тыс. тонн глинопорошков, кольматантов, химических реагентов, составы которых научно обоснованы в настоящей работе.

Апробация результатов исследований

Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- научно-технических и производственных совещаниях нефтяных компа­ний «Русия-Петролиум», «Лукойл-Бурение (БК Евразия)», ОАО «Сургутнефте­газ» 2003-2006 гг.;

- заседаниях секции НТС ОАО «Газпром» «Бурение и строительство скважин» (г. Тюмень, 2005 г., г.Сочи, 2006 г.);

- научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» «Современная техника и технология заканчивания скважин» (г.Анапа, 2006 г.);

- заседаниях Ученого Совета ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2005-2006 гг.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы изложены в 7 печатных работах, в том числе 6 статьях и 1 монографии.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных вы­водов и рекомендаций. Список использованных отечественных и зарубежных источников включает 122 наименования. Изложена на 183 страницах машино­писного текста, содержит 42 таблицы, 13 рисунков, 4 приложений на 56 стра­ницах.

Содержание работы

Во введении обоснована необходимость разработки новых химических реагентов и технологий приготовления буровых растворов, актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследований, выделены науч­ная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

В первом разделе рассмотрено современное состояние практики примене­ния материалов и реагентов для приготовления и химической обработки буро­вых растворов.

Проведен анализ и установлено, что за последние три года в практике бу­ровых работ на газовых месторождениях Западной Сибири затраты времени на приготовление, химическую обработку буровых растворов и промывку ствола в структуре вспомогательных работ составили 18-19 %. При этом фактические затраты времени, связанные с приготовлением и химической обработкой буро­вого раствора в процессе углубления ствола скважины составили 1,8 часа на 1000 метров проходки горных пород. Для сравнения затраты времени на ликви­дацию осложнений, связанных, в том числе, с низким качеством раствора - 9,3 часа на 1000 метров проходки. Эти затраты в пять раз выше, чем время затра­ченное на приготовление и химическую обработку буровых растворов. Сло­жившая ситуация с учетом, что стоимость одного часа работы буровых устано­вок составляет 15-21 тысяч рублей, а объемы буровых работ только одного предприятия (например, «Тюменбургаз») достигают 250 тысяч метров горных пород, убедительно свидетельствует о резерве повышения эффективности бу­рения скважин за счет применения новых материалов и реагентов для приго­товления и обработки буровых растворов.

В зарубежной практике затраты на буровые растворы составляют значи­тельную часть (35-40 % иногда до 60 %) стоимости проводки ствола скважины, что в 6-7 раз превышает отечественный показатель. Обобщение публикаций «World Oil’s Fluids» показывает, что около 90 зарубежных фирм поставляют на рынок более 1600 наименований реагентов и материалов. Лидерами по масшта­бам поставок являются «Baroid» (140 наименований), «Baker Hughes» (132), «M-I Swako» (118), «AVA S.P.A» (103), «Tetra» (83), «Lamberti» (62). В струк­туре номенклатуры поставок основная доля (около 30 %) приходится на высо­комолекулярные соединения. Доля поставок и потребления материалов (глино­порошки, утяжелители, кольматанты, смазки) составляет 2,3-6,0 %. В отечест­венной практике буровых работ номенклатура потребляемых компонентов на порядок меньше. В структуре потребления (по объему) основная доля (до 80 %) приходится на крупнотоннажную продукцию – глинопорошок, утяжелители, материалы для ликвидации поглощений (кольматанты). Все буровые компании так или иначе сталкиваются с проблемами осложнений (прихваты, поглоще­ния), связанных зачастую с качеством буровых растворов и сложными условиями буре­ния. В США убытки нефтяной отрасли из-за поглощений бурового раствора со­ставляют несколько сотен миллионов долларов ежегодно. При строительстве скважин на месторождениях ОАО «Газпром» на ликвидацию одного прихвата затрачивается более двух миллионов рублей, а убытки от осложнений за три года составили 68 млн. рублей. Профилактика этих осложнений определяется в частности качеством применяемых реагентов и материалов, в том числе глинопорошков.

Качество отечественных глинопорошков значительно ниже зарубежных анало­гов, что отрицательно сказывается на эффективности бурения. По мнению оте­чественных исследователей замена глины с выходом 3-4 м3/т на глинопорошки с выходом 12-15 м3/т позволяет повысить показатели работы долот более чем в 1,5 раза. В последнее время в практике буровых работ используются глинопо­рошки с выходом 10-14 м3/т. Из-за отсутствия сырьевой базы высокачествен­ных глин, возникает необходимость модификации глиноматериала при произ­водстве глинопорошков. Этот способ обеспечивает возможность повышения эффективности управления структурообразующими свойствами бурового рас­твора. Вместе с этим качество бурового раствора может быть повышено за счет оптимизации технологии его приготовления.

Современные технологии и технические средства для приготовления бу­ровых растворов обеспечивают высокую производительность, практически полную механизацию процесса, но не обеспечивают достаточной степени дис­пергирования твердой фазы. Свойства дисперсных систем во многом зависят от частичной концентрации дисперсной фазы (количество частиц в единице объ­ема раствора). Ее можно регулировать изменением массовой концентрации дисперсной фазы, но в гораздо большей степени изменением дисперсности частиц. Увеличение дисперсности значительно эффективнее, по­скольку оно не вызывает изменения плотности бурового раствора, повышает седиментационную устойчивость и уменьшает его абразивность. К тому же оно интенсивно «загущает» буровой раствор, что позволяет увеличить «выход рас­твора» (ВР) из единицы массы глинистой фазы. Необходимость увеличения дисперсности твердой фазы обуславливает применение энергонапряженной технологии приготовления бу­ровых растворов.

Во втором разделе изложены экспериментальные исследования по разра­ботке и выбору компонентов для приготовления и химической обработки буро­вых растворов.

Перемещение объемов буровых работ в труднодоступные районы (полу­остров Ямал, Восточная Сибирь), развитие нового способа прокладки инженер­ных коммуникаций бурением горизонтальных микротуннелей обуславливает необходимость производства глинопорошков с высокореологическими показа­телями. Такая задача может быть решена путем полимерной модификации глинопорошков. В отличие от традиционной технологии модификации предло­жено использовать способ «сшивки» полимеров и применение смеси высоко­молекулярных реагентов, обеспечивающих их нелинейное взаимодействие для улучшения технических характеристик глинопорошков. Совместно с канд.техн.наук Н.Г. Кашка­ровым определены наиболее эффективные полимеры на основе эфиров целлю­лозы, сополимера акриламида натрия и кросс-агенты (КА) на основе соедине­ний магния. Экспериментально обоснованы составы модификаторов новых ма­рок глинопорошков для приготовле­ния буровых растворов при бурении скважин и строительстве микротун­нелей (Praestol 2530 + Blanoze79H + KA; AquaPac R + KA; AquaFlo HV +Praestol 2530 + KA). При разработке модификаторов учитывалось опти-мальное соотношение «цена-качество» глинопорошка. Для модифика­торов на основе AquaPacR и AquaFlo HV доказано, что с увеличением их концентрации до 3% показатель BP линейно уве­личивается в 2-3 раза (рисунок 1). Экспериментально установлено, что разработанный полимерно - мине-

ральный состав: карбоксиметилцел-

Рисунок 1 - Зависимость ВР от концентрации полимер­ного модификатора: 1 - AquaPac R; 2 - AquaFlo HV.

люлоза (Blanose 7Н9Н), акри­ламид натрия (Praestol 2530) оксид магния и способ его взаимодействия с глиноматериалами обеспечивает нели- ней­ное увеличение выхода раствора

из модифицируемого глинопорошка (рисунок 2).

Рисунок 2 - Влияние способа модифи­кации на ВР:

1 - Базовый глинопорошок (г/п); 2 - г/п + 1,5 % MgO;

3 - г/п 99,2+0,8 % Blanose 7H9H; 4 - г/п 98,6+1,4 % Praestol 2530;

5 - г/п 97,1+1,5 % MgO+1,4 % Praestol 2530;

6 - г/п 96,3+1,5 % MgO+1,4 % Praestol 2530+Blanose 7H9H

Доказано, что модифи­кация «серпуховских» глинопорош­ков обеспечивает замену импортных глинопорошков Bore-Gel и Quick-Gel, применяемых для строительст-ва микротуннелей методом управ-ляемого горизонтального бурения. Экспериментально установлено, что технология производства модифи­цированных глинопорошков должна предусматривать «сухую» гомогенизацию смеси в роторной мельнице. Полимерный модификатор и КА предвари­тельно смешиваются с ограниченным (15-20%) количеством глинопорошка, а затем полученный концентрат подается в технологическую линию. На основе эксперимен­тальных исследований разработаны технические условия (ТУ) произ­водства новых глинопорошков на предприятии ЗАО «Керамзит». Для бурения скважин предусмотрено производ­ство глинопорошков типа ПБМ с ВР от 12 м3/т до 25 м3/т. Разработанные ТУ 2164-004-17797095-2006 в отличие от аналогов учитывают специфические тре­бования потребителей (СТО Газпром РД 2.1-149-2005 «Глинопорошки для строительства скважин. Технические требования») и основные положения стандарта API (спецификация 13А раздел 4).

Впервые в отечественной практике разработаны технические условия на производство глинопорошков для строительство микротуннелей (ТУ 2164-005-17797095-2006). Обоснованы новые показатели качества глинопорошков, учи­тывающие нормы и требования зарубежных производителей в том числе ком­пании IBECO, в номенклатуру продукции которой входит оптимально активи­рованный натриевый бентонит с высокореологическими свойствами для гори­зонтального бурения и микротуннелей (IBECO B-Spezial SXG-NG).

Проведены экспериментальные исследования по совершенствованию ком­понентного состава карболигносульфонат пекового реагента (КЛСП), обла­дающего многофункциональностью действия и широко применяемого в прак­тике проектирования и строительства скважин на газовых месторождениях Крайнего Севера.

Совместно с канд.техн.наук А.Ф. Усыниным установлено, что на стадии производства КЛСП применение сухих смесей (глинопорошок с кольматирую­щими добавками типа «К») и поверхностно активных веществ обеспечивает возможность выпуска нового реагента серии «Помор» в виде мелких гранул (ТУ 2458-59009798-001-2004). Экспериментально установлено, что «Помор-1» в концентрации 1,0-1,5 % является стабилизатором пресных малоглинистых и утяжеленных растворов. В отличии от аналога является более выраженным структурообразователем буровых растворов и в большей степени сохраняет реологические свойства при термическом воздействии. Доказано, что при оди­наковых добавках (0,5 %) к глинистой суспензии после термостатирования на протяжении 5-ти часов при температуре 130 С пластическая вязкость и дина­мическое напряжение сдвига глинистого раствора с «Помор-1» увеличивается на 56-73 %, а с КЛСП в 2,4-3,0 раза. Исследованиями на ротационном визкози­метре OFITE-1000 с программным управлением установлено, что с увеличе­нием температуры от 25 С до 80 С глинистого раствора с добавкой «Помор-1» (0,5 %) показатель нелинейности (n) монотонно снижается с 0,51 до 0,2 (т.е. в 2,5 раза). Для сравнения утяжеленный глинистый раствор на основе КЛСП (2 %) при термостатировании снижает показатель n на 10 %.

Опытно-промысловые испытания «Помор-1» проведены при строитель­стве глубокой разведочной скважины №75 Пальниковского лицензионного уча­стка в интервале 2600-3550 м. Состав раствора: глинопорошок – 2 %, «Помор-1» - 1,2 %, ПАЦ-В 0,2 %, микромрамор – 30 %, пеногаситель – 1 %. Установ­лено, что с увеличением плотности бурового раствора в диапазоне 1150-1210 кг/м3 технологические параметры в процессе бурения изменялись незначи­тельно: условная вязкость 30-35 с; фильтрация 4,2-4,5 см3/30 мин; пластическая вязкость 14-18 мПа·с, динамическое напряжение сдвига 70-80 дПа, статическое напряжение сдвига составило 15/25 дПа. Промысловыми испытаниями отме­чена высокая технологичность нового реагента. Его применение в отличии от КЛСП не требует подогрева воды. Анализ показывает, что применение «Помор-1» обеспечивает снижение затрат на химическую обработку буровых растворов на 19 %. На основе результатов экспериментальных исследований и промысло­вых испытаний разработан стандарт организации – СТО 59009798-001-2006. С применением реагента усовершенствованы составы буровых растворов для проектирования и строительства глубоких поисково-разведочных скважин на Уренгойском ГКМ, Песцовой, Восточно-Тэрельской, Ен-Яхинской площадях, а также эксплуатационных скважин на сеноманский и валанжинский горизонты Ямбургского и Ярейского месторождений.

Совместно с канд.техн.наук Н.Г. Кашкаровым проведены эксперименталь­ные исследования по модификации глинопорошков и полимерных реагентов с использованием химически активированного порошка вулканизата (ХАПВ) – продукта криогенной технологии утилизации каучукосодержащих материалов. Он представляет собой порошок с различной дисперсностью: с размером час­тиц менее 0,16 мм; 0,16 – 0,63 мм; 0,63 – 1,0 мм; 1,0 – 2,0 мм. Отличительной особенностью этого порошка является высокая химическая активность поверх­ности частиц, что обуславливает возможность активного взаимодействия с во­дой, химическими реагентами и твердой фазой буровых растворов. Экспери­ментально установлено, что при концентрации 5 % ХАПВ в воде ее водород­ный показатель снижается почти в 1,5 раза. Это придает новые свойства жид­кой фазе буровых растворов, что может быть использовано при химической об­работке буровых растворов и модификации глинопорошка. Экспериментально установлено, что добавка ХАПВ мелкодисперсной фракции (< 0,16 мм) к гли­нопорошку в соотношении 1:20 повышает качество глинистой суспензии (таб­лица 1).

Таблица 1 - Сравнительная характеристика модифицированного глинопо­рошка в составе глинистой суспензии.

Тип глинопорошка	Технологические параметры глинистой суспензии
	, кг/м3	Т, с	ПФ, см3/30 мин	СНС, дПа	pH	, мПа·с	0, дПа	n
Базовый	1060	17	19	5/10	10,2	3,0	9,6	0,68
Модифицированный	1060	24	12	34/62	8,7	7,0	76,6	0,38

Установлено, что показатель нелинейности (n) снижается на 70 %, а струк­турно механические и реологические показатели возрастают в несколько раз.

Для исследования влияния ХАПВ на технологические параметры блоки­рующей жидкости был взят базовый состав: хлоркалий-электролит (отработан­ный) – 15,0 %; полимер ПАЦ-В – 3,0 %; вода – остальное. Установлено, что присутствие в жидкостях ХАПВ влияет практически на все параметры (за ис­ключением плотности), особенно это заметно при способе приготовления, ко­гда все компоненты вводят одновременно. Отличительной особенностью этого способа является более быстрое растворение всех реагентов. Растворы при этом более стабильны, чем растворы, приготовленные последовательным введением реагентов.

Разработан состав комплексного реагента (КР) - ХАПВ и полимер ПАЦ-В в соотношении 2:3. Он готовится простым смешением компонентов в сухом виде, а после тщательного перемешивания вводится в исходную глинистую суспензию в количестве 0,5 %. КР значительно облагораживает глинистый рас­твор, приготовленный даже из высококачественнного глинопорошка: повыша­ется несущая способность раствора; в 3 раза снижается показатель фильтрации – с 25 до 8 см3/30мин. Анализом исследований установлена возможность уве­личения показателя ВР низкосортных глинопорошков с 6 – 8 м3/т до 10 м3/т.

Изучена возможность применения ХАПВ для приготовления безглинистых высоковязких блокирующих жидкостей. Введение небольшого количества ХАПВ приводит к резкому загущению блокирующей жидкости: вязкость уве­личивается в 2 и более раз, статическое напряжение сдвига (СНС) - 4 раза. По­казатель фильтрации (ПФ), снижается почти в 2 раза, что крайне благоприятно для уменьшения загрязнения продуктивного пласта в процессе его блокировки.

Исследования показали, что ХАПВ может играть в буровых растворах роль кольматанта при концентрации 1,5 – 2 % и размере частиц 0,63 – 1,0 мм, а также служить наполнителем в тампонирующих полимерных смесях при раз­мере частиц 1,0 – 2,0 мм и массовом соотношении с полимером 1:1 при борьбе с поглощениями бурового раствора высокой интенсивности.

Экспериментально обнаружена уникальная способность ХАПВ снижать свою активность во времени. Установлена динамика деструкции структуры глинистого раствора приготовленного из глинопорошка модифицированного ХАПВ, которая отмечалась лавинообразным снижением показателей статиче­ского напряжения сдвига и ростом показателя статической фильтрации (таб­лица 2).

Таблица 2 - Деструкция глинистой суспензии в присутствии ХАПВ

Наименование технологиче­ского параметра	Продолжительность «хранения» глинистой суспензии
	заготовка	1 месяц	2 месяца	2,5 месяца
1. Плотность, кг/м3	1060	1060	1060	1060
2. Статическое напряжение сдвига, дПа (1/10)	34/62	14/29	14/29	0/0
3. Показатель статической фильтрации, см3/30 мин	12,0	18,0	20,0	29,6

Установлено, что в течении 2,5 месяцев буровой раствор, приготовленный с использованием ХАПВ, полностью теряет свои структурно-механические свойства, что улучшает условия для его утилизации.

Практика борьбы с поглощениями буровых растворов убедительно дока­зала, что эффективность применения кольматантов зависит от его типа и размера. Для предотвращения потерь бурового раствора в терри­генных отложениях предпочтение отдают – волокнистым кольматантам, на­пример материалу «Целлотон», разработанному в ОАО «СевКавНИПИгаз» (канд.хим.наук В.В. Романов). Опыт применения «Целлотона» и его импортных аналогов при борьбе с поглощениями буровых растворов различной интенсив­ности показал, что в ряде случаев желательно иметь в наличии несколько раз­норазмерных композиционных кольматантов. С учетом отмеченных требова­ний совместно с А.В. Соколовичем была разработана серия кольматантов серии «К» (К-1, К-3, К-5, К-10, К-50), в состав которых входят волокна целлюлозы и лигноцеллюлозы. По внешнему виду это порошкообразные или гранулирован­ные смеси волокнистых, чешуйчатых и хлопьевидных частиц органического происхождения с влажностью до 5-6 %. Совместно с канд.техн.наук В.А. Мна­цакановым и канд.техн.наук Н.Г. Кашкаровым проведены экспериментальные исследования по оптимизации состава кольматантов серии «К» и установлено, что их применение в составе полимерглинистого раствора обеспечивает блоки­рование высокопроницаемых пород (10 мкм2) с уменьшением фильтрационных потерь на 35-75 %. Исследования проведены на тестере проницаемости OFITE при температуре 80 С и перепаде давления 5 МПа. При этом отмечено улуч­шение формирования фильтрационной корки, проницаемость которой умень­шилась на 10-16 %. Добавка мелкоразмерных кольматантов К-1, К-3 в количе­стве 0,5-3 % к объему бурового раствора незначительно увеличивает струк­турно-реологические показатели глинистых и полимерных растворов. При этом возможно использование турбинного способа бурения. Промысловые испыта­ния проведены в Тюменской, Астраханской, Оренбургской, Иркутской облас­тях, Республике Коми при строительстве скважин предприятиями ООО «Бур­газ», ОАО «Лукойл Бурение», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Русия Петро­леум» и др. На основе экспериментальных исследований и опытно-промысло­вых испытаний разработаны ТУ 2458-002-17797095-2004 и организованы про­изводство и поставка кольматирующих наполнителей серии «К».

С увеличением объемов глубокого бурения в районах добычи углеводо­родного сырья возрастает опасность поглощений бурового раствора при про­ходке «истощенных» высокопроницаемых коллекторов с низкими пластовыми давлениями. В этих условиях для ликвидации поглощений бурового раствора традиционно применяют соляро-бентонитовые смеси (СБС). Работами выпол­ненными в ФГУП «Саратовский НИИ полимеров», в инженерно-технологиче­ском центре ОАО «ОТО» доказана возможность применения в изоляционных технологиях водонабухающих полимеров серии АК-639 и «Аквамомент». В развитие этих работ, совместно с канд.техн.наук Н.Г. Кашкаровым проведены исследования водонабухающих полимеров типа Петросорб, Аквасорб, Штоко­сорб в сочетании с «серпуховским» глинопорошком. Экспериментально обос­новано оптимальное соотношение «глинопорошок-водонабухающий полимер» и доказано, что добавка 10 % Аквасорб 706 (или Аквасорб 420) к «серпухов­скому» глинопорошку увеличивает коэффициент объемного набухания в тече­нии 6 часов с 1,5 до 3,3 – 3,5 (рисунок 3).

Опытно-промысловые испытания разработанного композиционного реа­гента проведены на скв. № 31.1 Южно- Юбилейного ГКМ при ликвидации по­глощений бурового раствора интенсивностью 144 м3/ч. В отличие от традици­онной технологии ликвидации поглощений раствора в гранулярных коллекто­рах применение нового состава СБС, за счет высокой скорости набухания, обеспечило сокращение затрат на технологическую «выстойку» тампона в 2 раза.

Рисунок 3 - Набухание в дистиллированной воде «серпуховского» глинопо­рошка и полимербентонитовых смесей: 1. Глинопорошок : Аквасорб 420; 2. Гли­нопорошок : Аквасорб 706; 3. Глинопорошок.

На основе результатов экспериментальных исследований и промысловых испытаний разработаны ТУ 2458-003-17797095-2006 и организовано производ­ство тампонирующих водонабухающих смесей марки СТВ, в том числе для обеспечения буровых работ на Бованенковском ГКМ.

В третьем разделе приведены результаты исследований кавитационной технологии приготовления буровых растворов.

Известны различные физические явления и процессы, в которых возникает очень высокая локальная концентрация энергии при небольших средних за­тратах мощности. Из них наибольшей интерес представляет эффект кавитации.

Во-первых, кавитация довольно легко технически реализуется при атмо­сферном давлении достаточно весьма небольших затрат мощности для органи­зации течения с нарушением сплошности потока.

Во-вторых, кавитационные пузыри сносятся потоком в область повышен­ного давления, где они схлопываются с образованием гидравлического удара. Для диспергирова­ния твердой фазы в суспензии кавитация будет весьма полезной, поскольку кавитационные пузыри, как известно, легче всего образуются вокруг твердых частиц и при их схлопывании импульсы давления способствуют дальнейшему диспергированию этих частиц.

В-третьих, вновь образующаяся при диспергировании частиц поверхность чрезвычайно активна в момент образования. При кавитационном диспергиро­вании частицы находятся в воде и вокруг них сразу формируется прочная гид­ратная оболочка или сольватная оболочка химических реагентов, стабилизи­рующая раствор. В результате можно получить стабильный буровой раствор с минимальной химической обработкой.

Рабочие элементы роторно-пульсационного аппарата (РПА) представляют собой два или более комплекта полых коаксиальных цилиндров с отверстиями или прорезями различной формы. При вращении обоих наборов в противопо­ложных направлениях происходит быстрое чередование совмещения или не со­вмещения прорезей, что влечет за собой синхронное резкое изменение скорости движения обрабатываемой среды через прорези и возникновение эффекта кави­тации. Вся подводимая к РПА энергия, за исключением незначительных потерь в подшипниках и уплотнениях, используется для создания высокоимпульсных гидродинамических потоков и кавитациионной диспергации твердой фазы рас­твора. При этом интенсивность обработки, характеризуемая затратами объем­ной мощности в рабочем пространстве РПА, составляет 3-5 МВт/м3, что в 2-3 раза выше, чем в емкостных аппаратах с перемешивающими устройствами.

В процессе стендовых исследований совместно с канд.биол.наук А.И. Ко­лесовым и канд.техн.наук В.Л. Заворотным изучено влияние РПА на техноло­гические свойства не обработанных глинистых растворов, глинистых растворов с добавками карбонатного шлама, эмульсионных смазочных добавок, а также инвертных эмульсионных растворов. Глинистые растворы приготавливались из глин или глинопорошков с ВР от 2,3 до 10 м3/т. Время обработки в РПА изме­няли от 5 до 20 мин. После 5-ти минут работы РПА отбирали пробу раствора (объемом 300 – 400 мл) и определяли основные технологические показатели последнего. Оставшийся объем раствора вновь подвергали обработке в РПА и снова определяли показатели раствора. Число таких циклов обработки состав­ляло от 2 до 4. Результаты испытаний показали, что 5-10 минутной обработки в РПА вполне достаточно для приготовления глинистого раствора с заданными технологическими показателями. Обработка в РПА позволяет в 5 – 8 раз уменьшить время приготовления глинистого раствора по сравнению с традици­онной технологией.

В таблице 3 приведены технологические свойства глинистого раствора, приготовленного с помощью РПА и традиционным способом (с помощью ла­бораторной мешалки пропеллерного типа).

Таблица 3 - Эффективность технологии приготовления глинистых

раство­ров в РПА

Характеристика суспензии		Технология
		традиционная				кавитационная
Месторождение	Содер­жание глины, %	УВ100, с	СНС 1/10, дПа	ПФ, см3/30 мин	рН	УВ100, с	СНС 1/10, дПа	ПФ, см3/30 мин	рН
Борщевское	8	4	6 / 6	53	8,35	6,5	53 / 69	37	8,85
Пятовское	10	4	0 / 0	64	8,45	4	0 / 0	5	8,60
Серпуховское	10	4	0 / 0	32	8,25	н/т	111/210	26	8,80
Миллеровское	10	4	0 / 0	29	9,30	4	39 / 57	15	9,80
Богандинское	11	4	0 / 0	100	7,30	4	0 / 0	52	8,50
Саринское	15	4	0 / 3	28	8,10	7,5	171/189	10	8,50

Установлено, что РПА оказывает значительное влияние на технологиче­ские свойства глинистых растворов. Особенно сильно изменяются тиксотроп­ные и фильтрационные свойства, в меньшей степени - реологические. Эти из­менения обусловлены кавитационным диспергированием глинистых частиц в РПА.

Тиксотропные свойства зависят от густоты структурной сетки в глинистом растворе (числа связей между частицами глины в единице объема раствора) и прочности единичной связи. При диспергировании глины густота структурной сетки значительно возрастает, что приводит к пропорциональному росту стати­ческого напряжения сдвига (СНС). Прочность связи между глинистыми части­цами влияет и на СНС, и на реологические показатели (пластическую вяз­кость). Условная вязкость (УВ) зависит от СНС и пластической вязкости гли­нистого раствора, возрастая по мере их увеличения.

Поскольку диспергирование глины в РПА происходит в воде, то на по­верхности глинистых частиц образуются прочные сольватные оболочки, пре­пятствующие взаимодействию между ними, т.е. уменьшающие прочность связи. Поэтому УВ должна возрастать меньше, чем СНС, или даже снижаться.

При диспергировании глины растворяются содержащиеся в ней соли, по­вышая рН раствора. Из-за повышения дисперсности частиц глины возрастает плотность фильтрационной корки, т.е. уменьшается ее проницаемость, что при­водит к снижению показателя фильтрации (ПФ).

Степень изменения технологических свойств глинистого раствора в РПА зависит от качества глины. При использовании достаточно качественных глин с ВР 7 – 8 м3/т (Борщевского, Серпуховского, Миллеровского, Саринского ме­сторождений) можно значительно (до 2-х раз) увеличить выход раствора. Если глина низкого качества (ВР не более 3 – 4 м3/т) например, Пятовского и Боган­динского месторождений, то выход раствора практически не изменяется, хотя ПФ существенно снижается. Можно предполагать, что для таких глин требу­ется большая, чем в стендовом РПА, энергонапряженность диспергирования.

При необходимости снижения показателя фильтрации раствора, приготов­ленного в РПА, можно использовать полимерные реагенты. Однако при этом необходимо учитывать, что высокомолекулярные соединения при высоких сдвиговых напряжениях подвергаются механодеструкции. Для оценки этого яв­ления в условиях обработки в РПА исследовали изменения вязкостных свойств 1 %-ного раствора КМЦ. Стендовые испытания показали, что в первые 2 – 4 цикла циркуляции условная вязкость раствора полимера уменьшается на 5 – 8 %. Дальнейшая обработка (до 10 циклов) приводит к снижению условной вяз­кости на 33 %, после 10 циклов – более чем в 2 раза по сравнению с исходной. Поэтому на практике количество циклов циркуляции РПА следует ограничить до 2 – 3, что вполне достаточно для полного растворения порошка полимера и гомогенизации глинистого раствора.

Проведены стендовые испытания технологии кавитационной активации инвертных эмульсионных растворов (ИЭР) на основе нефти. Совместно с канд.техн.наук В.Л. Заворотным установлено, что для получения стабильного ИЭР с помощью лабораторного миксера (9000 об/мин) необходимое время пе­ремешивания составляет 60 – 70 мин. При использовании РПА это время со­кращается в пять раз и не превышает 12 – 15 мин. При этом вязкостные и структурно-механические показатели раствора, приготовленного в камере РПА, заметно выше (в 2 – 2,5 раза), что связано с более высокой степенью дисперги­рования водной и углеводородной фаз ИЭР.

Совместно с канд.техн.наук Н.Г. Кашкаровым проведены стендовые испы­тания кавитационной технологии приготовления низкозамерзающей жидкости, применяемой в практике работ по глушению и ремонту газовых скважин на ме­сторождениях ООО «Надымгазпром». Базовый состав жидкости: газоконденсат с эмульгатором – 30 %; остальное водный раствор хлористого кальция (плот­ность 1180 кг/м3) с глинопорошком. Экспериментально доказано, что примене­ние кавитационной технологии приготовления ИЭР в сравнении с традицион­ной (гидродинамическая активация) позволяет в 2-3 раза повысить качество эмульсии (таблица 4). Установлено, что технологические показатели ИЭР ста­билизируются после 3-х циклов циркуляции в РПА. Например, напряжение пробоя (V) за 2 цикла циркуляции ИЭР составило 37 вольт, после 3-х циклов эта величина увеличилась до 160 вольт, а в течении последующих 24 циклов циркуляции величина V монотонно уменьшилась на 16 %.

Таблица 4 - Технологические параметры ИЭР на основе газоконденсата

Технология смешения	, кг/м3	СНС, дПа	ПФ, см3/30 мин	, мПа·с	0, дПа	n	pH	V, вольт
Кавитационная (РПА)	1072	96/96	1,8	50	340	0,50	6,9	160
Гидродинамическая («Воронеж-4»)	1071	14/14	4,8	24	91	0,64	6,8	67
Примечание – приготовление ИЭР проводилось путем смешения компонен­тов с помощью РПА (3 цикла циркуляции) и гидродинамической актива­цией с помощью миксера «Воронеж-4» при 9500 об/мин (в течении часа)

Проведены испытания кавитационной технологии диспергации глинистой фазы в «холодной» (+5 С) воде. Установлено, что кавитационное воздействие на глинистые частицы в этих условиях увеличивает скорость гидратации в 4-5 раз, что характеризуется резким повышением условной вязкости глинистой суспензии (рисунок 4).

Результаты исследований кавитационной технологии использованы при разработке нормативного документа ОАО «Газпром» «Рекомендации по

Рисунок 4 - Динамика «загущения» ох­лажденной суспензии в зависимости от спо­соба ее приготовления: 1. Активация РПА (кавита­ция); 2. Активация перемешивателем «Hamilton Bech» (233c-1); 3. Активация пере­мешивателем «Воронеж-4» (150c-1).

составам и технологии приготовления и обработки пресных буровых растворов для строи­тельства скважин на месторождениях Восточной Сибири» (Собинский, Омо­ринский, Берямбинский лицензионные участки ОАО «Красноярскгазпром»).

Таким образом, проведенные испытания эмульсионных растворов под­твердили, что применение РПА позволяет значительно быстрее достичь равно­весного состояния и стабилизации коллоидно-эмульсионных систем. Преиму­ществом РПА является не только высокая скорость приготовления эмульсий, но и возможность их получения без создания боль­ших давлений (по сравнению с применением известных диспергаторов ДГ-1 и ДГ-2). Для приготовления больших объемов бурового раствора с использо­ванием управляемого эффекта кавитации ОАО «ЭНА» изготовлена передвижная само­ходная установка АНГ 100/10 на шасси автомобиля повышенной проходимости Урал 4320.

В отличие от ранее выпускавшихся РПА, агрегат имеет повышенную производи­тельность и значительно большую износостойкость рабочих органов, изготов­ленных из легированной стали. Установка может работать в составе стандарт­ного блока приготовления буровых растворов буровой установки или обвязы­ваться с ее приемными емкостями, обеспечивая кондиционирование раствора в циркуляционной системе. Поскольку продолжительность этих операций неве­лика (не более нескольких часов), то одна установка может обслуживать не­сколько буровых, работающих одновременно.

В четвертом разделе изложены результаты реализации основных положе­ний диссертационной работы в практике буровых работ.

Результаты диссертационной работы использованы при совершенствова­нии действующего производства ЗАО «Керамзит» и организации выпуска но­вых видов продукции на основе глиноматериалов для обеспечения буровых ра­бот на нефтяных и газовых месторождениях.

Эффективность применения новых видов продукции доказана на практике. Например, применение кольматантов серии К1 и К3 обеспечило сокращение фильтрационных потерь буровых растворов при строительстве валанжинских скважин в «Тюменбургаз» на 60 %. В настоящее время применение кольматан­тов серии К1 и К3 предусмотрено во всех рабочих проектах на строительство скважин, разрабатываемых ООО «ТюменНИИгипрогаз». В течении 2003-2005 г.г. предприятие «Тюменбургаз» использовало при строительстве 160 скважин на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона 410 тонн кольматантов. Для примера – высокая эффективность применения кольматантов К3, К5, К10 и К50 была доказана при ликвидации поглощений бу­рового раствора на скважине № 70 Кавыктинского ГКМ (Компания «Русия Петролиум»). С применением К3, К5 (добавка в буровой раствор 1,5 % кольма­тантов) были ликвидированы поглощения раствора с интенсивностью 10-18 м3/ч при бурении интервалов 357-360 и 435-441 м. При дальнейшем углублении ствола в интервале 473-481 м возникло поглощение бурового раствора интен­сивностью 72 м3/ч. Осложнение было ликвидировано в два этапа: закачивание 5 тонн наполнителей К5, К10 и К50 и последующая обработка бурового раствора 1 % кольматантами К3 и К5.

В течении 2004-2006 гг. нефтяные компании и сервисные организации использовали 940 тонн кольматирующих добавок серии «К» (таблица 5).

Таблица 5 - Применение кольматантов «К» в практике буровых работ по годам.

Показатели	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
1. Число потребителей	1	2	5	12
2. Объем потребления, т	35,6	264,5	343,8	297,3

Применение реагента «Помор-1» при строительстве скважин буровой ком­панией ООО «Бургаз» на месторождениях Крайнего Севера реализовано в ра­бочих проектах на строительства: поисково-разведочной скважины № 780 Уренгойского ГКМ; эксплуатационных скважин на сеноманские отложения Ярейского месторождения; скважины № 612 Ен-Яхинской площади; поисковых скважин № 2Ю-П, № 3Ю-П Песцовой площади; поисковой скважины № 3 Вос­точно-Тэрельской площади; эксплуатационных скважин на валанжинские от­ложения Ямбургского ГКМ (УКПГ 1В,2В,3В).

Для приготовления буровых растворов при строительстве нефтяных (Среднее Приобье) и газовых (Крайний Север) скважин использованы модифи­цированные глинопорошки, объем потребления которых за последние три года превысил сотню тысяч тонн. Основными потребителями глинопорошков в 2004-2006 гг. были «Сургутнефтегаз», «Лукойл-Бурение» (БК Евразия), «Бургаз», «Сиб­нефть-ННГ».

При выпуске продукции особое внимание уделялось обеспечению ее каче­ства. В связи с этим было организовано проведение контрольных и сертифика­ционных испытаний глинопорошков, кольматантов в испытательной лаборато­рии ООО «ТюменНИИгирогаз», аккредитованной Федеральным агентством «Ростехрегулирование» (аттестат № РОСС.RU.0001.22Г02) и «Газпромсерт» (свидетельство № Г0 00.RU.2207)

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе экспериментальных исследований разработаны: двух и трех­компонентные составы модификаторов при производстве новых типов глино­порошков для строительства нефтяных и газовых скважин; кольмати­рующие наполнители серии «К» с широким диапазоном фракционного со­става, обеспечивающие профилактику фильтрационных потерь буровых растворов; композиции с использованием глиномате­риала, полимеров и кольматантов (реагент «Помор-1», тампонирующие смеси марки СТВ).
2. Получила дальнейшее развитие технология кавитационного диспергиро­вания твердой фазы буровых растворов и доказана ее эффектив­ность при приготовлении технологических жидкостей на водной и углеводородной основах с использованием установок типа РПА и АНГ.
3. Проведены опытно-промысловые испытания и доказана эффективность применения новых глинопорошков, реагента «Помор-1», тампонирующей смеси СТВ при бурении скважин в породах с резкоизме­няющимся минералогическим составом, фильтрационными свойствами и высо­кой забойной температурой. Доказана возможность эффективного применения химически активированного порошка вулканизанта (ХАПВ) для модификации компонентов буровых растворов.
4. Разработаны технические условия на производство следующей продук­ции: глинопорошков «ПБМ» для бурения скважин; концентрата бурового рас­твора (КБР) для строительства микротуннелей; кольматирующих наполнителей «К»; тампонирующих смесей «СТВ», реагента «Помор-1». Разработанные тех­нические условия использованы в составе технических проектов и технологи­ческой документации для строительства скважин на месторождениях Западной и Восточной Сибири.
5. Организованы поставка и контроль качества продукции (глинопорошки, кольматанты) нефтяным компаниям («Сургутнефтегаз», «Сибнефть-ННГ», «Русия-Петролиум»), буровым организациям («Бургаз», «Лукойл-Бурение») и сервисным предприятиям (M-I Swaco, СЦ «Буровые технологии»). Объем вне­дрения (потребления) глинопорошков и кольматантов за последние три года со­ставил: глинопорошки – 104460 тонн; кольматанты – 941 тонн. Результаты дис­сертационной работы внедрялись в практику буровых работ путем включения новой продукции в проектно-сметную документацию строительства скважин на газовых месторождениях Крайнего Севера (Уренгойское, Ямбургское, Запо­лярное, Песцовое, Юрхаровское, Собинское, Ен-Яхинское, Ярейское и др. около 15 наименований).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печат­ных работах:

1. Маслов В.В. Новые материалы для ликвидации поглощений буровых рас­творов /В.В. Маслов, Г.Г. Агаев// Бурение и нефть – 2004.-№ 6. – С. 47.
2. Маслов В.В. Материалы для ликвидации и предупреждения поглощений промывочных жидкостей /В.В. Маслов, Ю.С.Кузнецов, В.М. Аванесян// Буре­ние и Нефть. – 2005.-№ 6. - С.21.
3. Маслов В.В. Кавитационное диспергирование дисперсной фазы буро­вых растворов /В.В. Маслов, Р.Ю. Кузнецов// Известия вузов. Нефть и газ. – 2006.-№ 6. – С.42-45.
4. Маслов В.В. Исследование кавитационных технологий приготовления бу­ровых технологических жидкостей/В.В. Маслов, Е.А. Коновалов, Р.В. Плак­син// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. - № 6. – С.38-40.
5. Маслов В.В. Разработка композиционных химических реагентов на ос­нове силикатов для обработки буровых растворов /В.В. Маслов, Е.А. Конова­лов, Р.В. Плаксин// Бурение и Нефть. - 2006. - № 5.- С.21-23.
6. Маслов В.В. Совершенствование технологии приготовления буровых рас­творов / Е.А. Коновалов, В.В.Маслов // ИПТЭР.-2007.- № 1.- С. 37-43.
7. Маслов В.В. Современные химические реагенты для приготовления высо­коэффективных буровых растворов/В.В. Маслов, Е.А. Коновалов// Вектор Бук. – 2006. – 115 с.

Соискатель В.В. Маслов