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.
