• Вход
  • Регистрация
  • Подписка

Нефтегазовые новости

Органические ингибиторы гидратации глинистых пород Кошайской свиты

Органические ингибиторы гидратации глинистых пород Кошайской свиты


Новость от 27.03.2017, добавлена в 15:04 в категории: Технологии 655 просмотров 0 комментариев
Органические ингибиторы гидратации глинистых пород Кошайской свиты для бурения горизонтальных скважин на Самотлоре: эффективность доказана

В ОАО «Самотлорнефтегаз» протестирована технология применения бурового раствора с добавлением полигликолей, гильсонитов и асфальтенов для бурения горизонтальных скважин методом зарезки боковых стволов (ЗБС) на пласт группы АВ1(1-2). Исследования показали, что использование органических ингибиторов позволяет уменьшить разбухание глинистых пород при прохождении интервала Кошайской свиты и стабилизировать ствол скважины в этом интервале.

В пласте АВ1(1-2) «Рябчик» сосредоточено 37% остаточных извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения, поэтому поиск эффективных методов его разработки является одной из приоритетных задач. С целью достижения плановых показателей добычи нефти здесь предусмотрено бурение большого количества горизонтальных скважин методом ЗБС. Основной проблемой при проведении этих операций является необходимость вскрытия интервала неустойчивых аргиллитов Алымской свиты (Кошайской пачки), являющегося перекрывающим флюидоупором пласта АВ1(1-2).

До настоящего времени проблема обеспечения устойчивости глинистых разрезов при строительстве нефтяных и газовых скважин оставалась одной из центральных. На борьбу с осложнениями деформационного характера пород уходит до 25% общего календарного времени бурения. Кроме того, отрицательные последствия диспергирования глинистого шлама вызывают осложнения технологического характера, перерасход химических реагентов, увеличение объемов технологических отходов бурения, рост затрат на их утилизацию.


Еще недавно успешная проводка боковых стволов, вскрывающих Кошайскую пачку под углом выше 70° с протяженностью этого интервала по стволу от 80 м до 120 м, считалась труднодостижимой задачей. В 2011 году при бурении одной из скважин с использованием стандартного биополимерного раствора была предпринята попытка применения дополнительного стабилизатора глинистых сланцев – асфальтена. Но из-за более сложного профиля ствола скважины в интервале Кошайской пачки при строительстве скважины возникли осложнения, препятствующие безаварийному бурению.

Для стабилизации ствола скважины в интервале Кошайских глин плотность бурового раствора необходимо было поддерживать на уровне 1,24-1,26 г/см3. Это зачастую приводило к поглощению бурового раствора по причине превышения эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) над пластовым давлением и давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта. В 2010 году ликвидация таких поглощений заняла 2 066 часов, а в 2011 году, когда в качестве пилотного проекта в состав бурового раствора были добавлены органические ингибиторы глинистых сланцев, – 740 часов.
 

Механизм ингибирования гидратации глин


Перед отделом инженерной поддержки Департамента бурения Западно-Сибирского дивизиона была поставлена цель найти решение для стабилизации стволов скважин в Кошайской пачке. Гидратацию и развитие гидратационных напряжений на стенках скважин, сложенных глинистыми породами, можно предупредить, если в качестве жидкой фазы бурового раствора применять неполярную жидкость, для больших молекул которой «внутренняя» поверхность минералов с раздвижной решеткой оказывается недоступной. Адсорбция таких молекул (обычно мономолекулярная) происходит лишь на внешней поверхности.

Среди подобных реагентов наиболее часто в нефтегазовой промышленности применяются различные модификации полигликолей: полиэтилен-, полипропилен-, полиалкиленгликоли и их технические смеси. Полигликоли – это полимеры, относящиеся к олигополимерам с очень низкой степенью полимеризации, обладающие свойствами низкомолекулярных соединений, – как, например, полиэтиленгликоль, сополимер окиси этилена и окиси пропилена. За счет отрицательного индукционного эффекта атома кислорода молекулы полигликолей характеризуются сильной полярностью, в результате чего обладают сродством к отрицательно заряженной поверхности. Таким образом, химическая структура молекул модифицированных гликолей позволяет им адсорбироваться на активных участках поверхности глин. В результате особого экранирования этих участков происходит подавление процессов гидратации и набухания глинистых минералов.

Наиболее эффективными ингибиторами гидратации глинистых пород являются полигликоли с молекулярной массой около 2 000 а.е.м., предлагаемые на рынке в твердом виде либо в виде вязких жидкостей, растворимых в пресной воде при комнатной температуре.


При увеличении температуры смеси полигликолей с водой некоторые из них проявляют инверсию взаимной растворимости: по мере нагревания смеси растворимость полигликоля постепенно уменьшается, и происходит отделение его от воды. Температура, при которой наступает выделение из смеси полигликоля в виде микрокапелек, называется температурой помутнения, или точкой помутнения. Явление это обратимо, и при охлаждении полигликоль повторно растворяется в воде до образования однофазовой жидкости. Температура помутнения не является постоянной величиной для отдельных полигликолей и их смесей с водой. Она может снижаться с увеличением молекулярной массы и концентрации полигликоля в воде, а также под влиянием добавки электролитов. Это свойство определяет ингибирующее действие полигликолей на гидратацию глинистых пород.

Из анализа физико-химических оснований ингибирования гидратации глинистых пород следует, что полигликоль, мигрируя в поровое пространство породы, вытесняет из него воду в силу более сильного сродства глины к гликолю, чем к воде, и при помощи водородных связей может соединяться с силикатами и алюминатами, образуя на поверхности породы гидрофобный слой. Проникая в глинистую породу под влиянием перепада давлений и диффузионных процессов, полигликоль при высоких температурах осаждается из фильтрата и образует эмульсию, заполняющую поры в породе. Эта эмульсия является буфером, ограничивающим миграцию водной фазы фильтрата в глубину породы. Кроме того, полигликоль, адсорбирующийся на поверхности стенки скважины, может изменять ее смачиваемость и блокировать поступление фильтрата из раствора в породу.
 

Оптимальная рецептура


Для подбора высокоэффективного рецепта бурового раствора, который обеспечил бы безаварийное бурение на запланированную залежь, были проведены исследования на лабораторном оборудовании закупленном здесь: http://www.analytexpert.ru. Лабораторным исследованиям подвергался керн Кошайской пачки, отобранный из скважины №11894 куста №1238 Самотлорского месторождения.

Анализ склонности образца керна к диспергированию показал, что аргиллиты Алымской свиты обладают умеренной реактивностью породы (17,0 мЭкв/100 г образца). Кроме того, в ходе исследований была определена склонность породы к разбуханию и прочность породы после воздействия бурового раствора различного состава. Тестирование показало, что применение в буровом растворе полигликолей совместно с гильсонитом и асфальтенами способно обеспечить более высокую степень ингибирования аргиллитов Кошайской пачки, чем использование раствора с полиаминами или хлористым калием, а также повысить структурную целостность интервала Кошайских глин.
 

От теории к практике


Проведенные опытно-промышленные испытания позволили разработать и успешно внедрить новую рецептуру бурового раствора, позволившую добиться успешного прохождения интервала Кошайских глин при бурении горизонтальных скважин методом ЗБС на пласт АВ1(1-2). В 2011 году компания Halliburton-Baroid провела в ОАО «Самотлорнефтегаз» 30 операций ЗБС на пласт АВ1(1-2) с добавлением в стандартный буровой раствор полигликоля, гильсонита и асфальтенов, в первом полугодии 2012 года – 10 операций.

Полученные результаты показывают, что применение органических ингибиторов позволило стабилизировать ствол скважины в интервале неустойчивых отложений аргиллитов. Сведены к минимуму повторные проработки в интервале Кошайской свиты, за счет свободного хождения бурильной колонны увеличена механическая скорость бурения (полигликоли обладают смазывающим эффектом, что позволяет плавно доводить нагрузку на долото – следовательно, сокращается время, затраченное на слайдирование). А дополнительные затраты на органические ингибиторы компенсируются увеличением скорости строительства скважин.





Оцените новость
5 из 5
рейтинг
1
голосов
655
просмотров



Понравилась новость?

Расскажи друзьям!