Изучение термостойкости буровых растворов, получаемых из разработанных композиций навбахорских глин

АННОТАЦИЯ

В условиях высоких температур и давлений широко применяемые на практике реагенты-стабилизаторы претерпевают химические изменения и теряют свои стабилизирующие свойства, в результате чего устойчивость и тиксотропные функции глинистых буровых растворов ухудшаются, повышается их водоотдача и происходит расслоение суспензии с выделением дисперсной фазы.

Поэтому считается перспективным использовать полиминеральные композиции глин, содержащие палыгорскит, которые не требуют большой химической обработки.

ABSTRACT

Under conditions of high temperatures and pressures, stabilizer reagents widely used in practice undergo chemical changes and lose their stabilizing properties, with the result that the stability and thixotropic functions of clay drilling muds deteriorate, their loss increases and the separation of the suspension occurs with the release of the dispersed phase.

Therefore, it is considered promising to use polymineral clay compositions containing palygorskite, which do not require much chemical treatment.

Ключевые слова: буровой раствор, солевой пласт, глинистый минерал, гидротермальных режим, полиминеральный композиций глин, палыгорскит, водоотдача, солеустойчивость, глина, добавки, композиций глин, бентонит, палыгорскит, дисперсия, каоагуляция.

Keywords: drilling mud, salt formation, clay mineral, hydrothermal regime, polymineral clay compositions, palygorskite, water loss, salt tolerance, clay, additives, clay compositions, bentonite, palygorskite, dispersion, coagulation.

Введение. В настоящее время в Узбекистане для добычи нефти и газа осуществляют глубокое и сверхглубокое бурение в мощных солевых пластах и при высокой температуре в скважин.

Поэтому, при высоких забойных температурах требования к глинистым буровым растворам сильно возрастают.

Если учесть, что обычные глинистые минералы даже при химической обработке не в состоянии образовать в гидротермальных условиях устойчивые в присутствии электролитов буровые растворы, то станет ясно необходимость использования в них полиминеральных композиций глин, преимущественно содержащих палыгорскит (атапульгит) [1].

В Навоийской области имеется крупное Навбахорское месторождение палыгорскитовых глин, которых можно использовать при получении термостойких буровых растворов.

Следовательно, актуальным считается разработка эффективных композиций палыгорскитсодержащих глин для приготовления буровых растворов, обладающих низкой водоотдачей и устойчивостью к действию высоких забойных температур и электролитов.

Известно, что при значительном повышении температуры гидротермальной обработки (до 170⁰С) используемые на практике поверхностно-активные вещества (ПАВ) в определенной мере начинают утрачивать свои стабилизирующие свойства и дисперсии с их добавками несущественно отличаются от исходных дисперсий глинистых минералов.

Цель работы. Целью настоящего исследования является изучение термостойкости буровых растворов, получаемых из разработанных композиций Навбахорских глин.

Результаты и обсуждение

На практике, в частности в лабораторных условиях чаще используют способ гидротермальной обработки глинистых растворов, имитирующий условия глубоких и сверхглубоких скважин, а также на изменения характера образования коагуляционных структур глинистых минералов.

Исследование процессов образования последних в условиях повышенных температур приобретает особо важное значение в связи с необходимостью разработки способов получения глинистых растворов для осложненного бурения [2].

Нами гидротермальная обработка производилась в лабораторном автоклаве АВ-2 в изотермических условиях при температуре 350⁰С и давлении 169 в течение 3 часа. При этом концентрация изучаемых водных дисперсий глинистых минералов во всех случаях составляла 10%.

На рис.1 представлены изменения эффективной вязкости водных растворов Навбахорских глин и их композиций. В данном случае эффективная вязкость растворов измерялось на высокотемпературном ротационном вискозиметре-пластометре ВСН-2, производства КФ ВНИИК Азнефтегаз.

Рисунок1. Изменение эффективной вязкости (η _эфф) глинистого раствора в зависимости от температуры её гидротермальной обработки: 1-для ЩБ НМ; 2-для КП НМ, 3-для композиции КП: ЩБ НМ=50:50

Из рис.1 видно, что при индивидуальном использовании ЩБ НМ и КП НМ в 10% водной суспензии их эффективная вязкость (η_эфф) растет до 150⁰С и далее, сильно снижается. Это объясняется тем, что при гидротермальной обработке ЩБ НМ наблюдается некоторое увеличение его дисперсности и одновременно происходит изменение в субмикроскопической области (от 69 до 105 Å) неоднородности. Выше 150⁰С число кристаллов, участвующих в образовании коагуляционных структур уменьшается, что отражается на падении эффективной вязкости раствора [3]. В случае КП НМ-увеличивается эластичность и пластичность, а также коэффициент устойчивости коагуляционной структуры.

При использовании композиции из выше отмеченных глин при соотношении 50:50 эффективная вязкость раствора имеет более высокие значения, чем при их индивидуальном использовании и её снижение наблюдается после 170⁰С-180⁰С. Это еще раз подтверждает преимущество использования композиции глин с добавкой палыгорскита при получении суспензии для бурения глубоких высокотемпературных скважин.

Из рис.1 видно, что наиболее термостойкие буровые растворы получаются из композиций глин, содержащих карбонатный палыгорскит Навбахорского месторождения.

Как отмечалось ранее, гидротермическое влияние на стойкость бурового раствора сопровождается и агрессивным действием электролитов, концентрация которых меняется в зависимости от условий и глубины бурения.

Учитывая это, нами изучено изменение эффективной вязкости (η_эфф) 10%-ного водного раствора КП НМ в зависимости от температуры его термальной обработки и добавки электролита с различной концентрацией.

Полученные результаты представлены на рис.2.

Рисунок 2 Изменение эффективной вязкости (η _эфф) 10%-ного водного раствора КП НМ в зависимости от температуры её гидротермальной обработки: 1-без электролита; 2-с добавкой 10% NaCl; 3-с добавкой 20% NaCl; 4-с добавкой 30% NaCl

Из рис.2 видно, что водные растворы КП НМ до температуры 160 ⁰С имеют однотипный характер изменение кривых эффективной вязкости. При дальнейшем повышении температуры влияние концентрации NaCl проявляется более сильно.

Как видно из рис.1 и 2 для получения термостойких буровых растворов целесообразно использовать полиминеральные композиции, содержащие КП НМ не менее 50%;

-с повышением температуры гидротермальной обработки водных растворов КП НМ выше 160 ⁰С влияние электролитов на эффективную вязкость (η_эфф) усиливается.

Известно, что применение эффективного бурового раствора способствует сохранению диаметра ствола скважины, близкого к номинальному диаметру долота. Росту механической скорости и проходки на долоте и при этом оказывает минимальное влияние на изменение коллекторских свойств продуктивных пластов [3,4].

На Гиссарском и Бухара-Хивинском прогибах, где на относительно большой глубине имеются мощные солевые отложения, кроме солевой и температурной агрессии наблюдается ещё и сероводородная. Для такой среды целесообразно использовать полиминеральные композиции глин с добавкой необходимых химических реагентов.

Получение эффективных буровых растворов только на одном виде глины практически не возможно. Кроме того в природе не имеются комовые глины, состоящие только из одного вида минерала [2].

Поэтому создание эффективных полиминеральных композиций глин и химических реагентов зависит от цели и задач использования получаемого бурового раствора и условии его применения [3]. Использование полиминеральных композиций имеет ряд преимуществ по сравнению с потреблением комовой глины:

-приготовление бурового раствора из композиций глин требует меньше времени, раствор получается высокого качества;

-диспергирование (набухание) мелких частиц происходит быстрее и полнее, чем крупных;

-высокое качество композиции глин обеспечивает получение буровых растворов с малым содержанием твердой фазы. Одним из основных технико-экономических показателей разрабатываемой композиции глинопорошков считается выход бурового раствора, измеряемый в м³ из 1 т глинопорошка [4]. Так например, щелочной бентонит и карбонатный палыгорскит Навбахорского месторождения (Навоийская область) имеют сильно отличающиеся показатели по выходу бурового раствора, что требует учитывать при создании полиминеральных композиций на их основе.

В табл. 1 представлены результаты исследования выходов буровых растворов из индивидуальных глин Навбахорского месторождения и их композиций. При этом, для опытов использованы глинопорошки с влажностью не более 10% от общей массы с помолом не менее 95% при переходе через сито 100 меш. Буровой раствор считается готовым при достижении вязкости глинистой суспензии равной не менее 15 сП (по Стормеру) [5].

Как видно из табл.1 наибольший выход бурового раствора с требуемой вязкостью (не менее 15 сП) имеет карбонатный палыгорскит Навбахорского месторождения.

Следует отметить, что при полном распускании данной глины в соленасыщенную воду получаемый буровой раствор имеет такую же вязкость, как и в пресной воде. Щелочной и щелочноземельный бентонит НМ этими свойствами не обладают [6]. Поэтому нами изучена роль палыгорскита в изменении вышеотмеченных показателей.

Таблица 1.

Показатели вязкости и выхода буровых растворов, получаемых из глин Навбахорского месторождения (НМ) и их композиций

Полученные результаты представлены в табл. 2.

 Таблица 2.

Технологические показатели буровых растворов, полученных из глин Навбахорского месторождения (НМ) и их композиций

Из табл.2 видно, что низкая водоотдача наблюдается при получении глинистых буровых растворов с использованием КП НМ.

Следовательно, можем сделать вывод о том, что по физико-химическим и технологическим показателям буровые растворы, полученные композиции из КП НМ с другими глинистыми минералами превосходят раствор, полученные из других индивидуальных глин.

Причем, для буровых растворов, заготовленных на минерализованной (соленной) воде, расход карбонатного палыгорскита НМ требуется меньше, чем щелочного или щелочноземельного бентонитов. 

Карбонатный палыгорскит НМ по сравнению с бентонитами в буровом растворе довольно медленно повышает его вязкость. Поэтому для увеличения вязкости раствора после добавок карбонатного палыгорскита (КП НМ) требуется некоторое время.

Выводы

1. Использование КП НМ в составе композиций глин для получения буровых растворов повышает их термостойкость, что очень важно при глубоком и осложненном бурении нефтегазовых скважин;
2. КП НМ повышает устойчивость буровых растворов к солевой и сероводородной агрессии;
3. Добавление КП НМ в состав глинистой композиции снижает расход глин в буровых растворах.

Список литературы:
1. Ёдгаров Н.Ё. Химические реагенты и материалы в нефтегазовом комплексе. Ташкент. ООО «Voris-nashriot», 2009-520 с.
2. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов-М.:Недра,1990-230 с.
3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. -М.: Недра, 2004-490 с.
4. Ш.О. Тошев, С.А. Абдурахимов Г.Р. Бозоров Особенности буровых растворов, полученных из глин Навбахорского месторождения. Узбекский журнал нефти и газа, №2, 2011 г., С.15-16
5. Мирзаев А.У., Черненко Г.В., Глушенкова А.И., Чинникулов Х. Сорбционные свойства бентонитовых глин Навбахорского месторождения. Узбекский химический журнал 1999 №5-6, с.34-36.
6. Тошев Ш.О., Базаров Г.Р., Абдурахимов С.А. Получение высокоэффективных промывочных суспензий на основе композиций из местных минералов Сборник материалов Республиканской научно-технической конференции, II том, Ташкент-2008, С. 77-79.