автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Гель-технология рабочих жидкостей, применяемых в глубоком и сверхглубоком бурении

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

РГЗ ОД

УДК 622.244.-143:622.248.? ' ' ............. На правах рукопн'

КУЛИЕВ КУРБЛНМУХАММЕТ МУР Г

ШЯЬТЕХНОЛОГШ РАБОЧИХ Ш ^ОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЬЗХ В ГЛУБОКОМ И

СВЕРХГЛУБОКОМ БУРЕНИИ

Специальность 05.15.10 -»(Зургнпз скважин»

Автореферат диссертации п;> соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 1994

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых сквазкин ГАНГ им.Губкина.

Научный консультант: доктор технических наук, профессор, академик РАЕН O.K. Ангелопуло.

Официальные оппоненты: доктор технических наук A.M. Ясашин;

доктор технических наук, профессор А.Г. Калинин;

доктор химических наук, профессор С.А. Низова.

Ведущая оргашюацая: Институт нефти и Ml Министерства нефти • н газа Туркмепиотлиа.

Ващита состоится « » «л .1«:^_ 1094 г.

в | Ъ час на заседании диссертационного совета Д.053.27.04. при ГАНГ иы.Губкина по адресу 117017 Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65"(ауд. 731).

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГАНГ.

Автореферат разослан < ' » diJ) 10S4 г.

Ученый секретарь, f J '

д.т.н..профессор ; ' Б.Б.Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Подготовка сырьспой бязь: для развития нефтяной и газовой промышленности в различных регионах, зависит от эффективности освоения нозых п/'сщадей, отличающихся сложными горно-геологическими условиями. Резко усложняется процедура получения и достоверность исходной информации, возрастает аварийность в бурении, возникает опасность необратимого закупоривать! .пласта на глубину, недоступную для сквозного прострела перфоратором. Б результате падает продуктивность скважин, наступает их преждевременное обводнение и резко снижается нс-фте-газо-конденсатоотдача продуктивных пластов.

Главным «передаточным звеном», '¡срез которое осуществляется техногенное воздействие на глубинные объекты, являются, так называемые, рабочие жидкости для бурения, заканчивалия и хапрелшнта. Каждая система рабочих жидкостей характеризуется большим, разнообразием составов и требует'для приготовления значительного количества лчшреагентов, материалов и затрат вспомогательного времени. Поэтому целый ряд рабочих жидкостей, столь необходимых для решения индивидуальных задач, не применяется на практике. Как правило, для многих процессов в качестве универсальной рабочей жидкости используется обычно буровой-глинистый раствор. С ним не только бурят скважину, но и вскрывают продуктивный пласт, осуществляют перфорацию, оставляют в качестве падпакерноГ) жидкости, глушат скважину при капремонте и т.п.

Практика показала, что глинистый раствор не моясет быть универсальной рабочей жидкостью. Системы глинистых растворов достаточно «инерционны» и плохо поддаются

переводу в рабочую -жидкость иного назначения с соответствующими свойствами. Х^шрсагенты, разработанные для стабилизации глинистых растворов, наиболее эффекгишпл при средней конус! щ>ации глинистой фазы 10—20 %. При низкой (менее .5—1.0..%) и. высокой (свыше .20—25 '%) конце!газации гдигш система находится и неустойчивом состоянии.

Цель работы." На основании известных данных о физико-химическом вгаилюдействии различных жидкостей с горными породами,-.'.а также с ис-пользованисм фундаментальных' положений горно-геологической науки и собственных исследований;. предложить, разработать и внедрить на практике гибкие технологии рабочих жидкостей для бурения, закаичиташя и ¡счпи-талшого ремонта нефтегазовых скважин в осадочной темце и магматических породах кристаллического фундамент?,.'

.Оснопнме "Задачи и еслелоцаний.

1. Конкретширозать VI углубить представления об особенностях горно-геологических и технологических процессов, происходящих и массиве и системе «скважина-пласт», влияющих на возникновение и характер осложнений п скважине, ухудшающих: состояние продуктивного пласта.

2. С учетом сформулированных требований разработать производственную и коллоидно-химическую классификации рабочих жидкостей,позволяющих у! шфиуировать составы жидкостей с целью'сокращения номенклатуры VI расхода реагентов и материалов.

3. Разработать новую технологию структурирования йодных растворов органических реагентов без применения глшшетоб дисперсной фазы, отдав предпочтение не полимерам (К.МЦу поликрилаты, полисахариды), а мнуеллярньш. электролитам' (гуматы, лищосульфонаты, лигшшы) как наиболее доступным и дешевым.

4. Исслслопать технологические свойства рабочих жидкостей и их влияние на породы в форме чсскустпснных образцов, а также п реальных условиях залегания, то есть, п прмстсш юм слое глубоких скважин.

.5. Определить источники сырья и химреагентов для приготовления разработанных составов рабочих жидкостей и их утяжеления; составить правила безопасной работы с асбестом, торфом (возгорание),

6. 11ропсст» промышленную апробацию наиболее эффективных (по лабораторным данным) систем рабочих ;1сидкостей при бурении, заканчивали» и капремонте глубоких скважин п разнообразных условиях. •

7. Обобщить .материал лабораторных, пилотных и промысловых испытаний и разработать необходимые технические условия и "лнетрукции.

Научная нопизнг.. Существенно приближена к реальности-научная концепция о характере пзаилюдейстпнл бурового раствора с породами приствольной зоны к период, наступающий сразу после формирования ствола скважины долотом, и о первоочередной причине быстрого разупрочнения пород, приводящей к дезинтеграции (осыпи) или пластифицированию хрупких пород (вытекание в скважину). При разбурииании толщи пород с ослабленными внутренними связями образуется разветвленная сеть каналов, быстро подводящих фильтрат даже в наиболее удаленные точки околоскважшшой зоны, и только последующий ход процесса разупрочнения предопределяется действием ряда эффектов, известных и достаточно хорошо изученлых в акаделипеских работах: диффузия, осмос, гидратация, ионный обмен., хелю-сорбция и т.п.

Сконцентрировано внимание на создании нового поколения гетерогенных буровых я Других рабочих жидкостей, п которых- волокнистая дисперсная фаза

выполняет двойную функцию: структурообразователя и специфического кольматанта устья природных и техногенных трегцин. 001цс;!3«есгныл1 реагенталшнгибиторам (CaCL, KCl, Ыа2СОэ, CaSOj и др.) отводится вторичная роль ~ уменьшение разрушительных процессов с участием водной фазы, проникшей через несовершенный кольматационный экран.

В рамки данной концепции укладываются также пути решения качественного вскрытия продуктивного пласта и предохранение его от загрязнения буропым и тампонлжньш растворами.

Разработанные классификации рабочих жидкостей позволили обобщить ряд признаке;;, унифицировать технологии к использовать ранее разработанные способы получения торфогуматных и асбогуматных буровых растворов при получении жидкостей глушения и селективной изоляции пласта, гидромзолирующих смесей и т.п.

Установлены новые явления, имеющие место при структурировании торфом и асбестом водных растворов органических реагентов, а сами реагенты с учетом специфики процессов классифицированы на полимерные и мицеллярные электролиты. Частичное разложение торфа при температуре выше 120—130 С способствует превращению его в реагент-стабилизатор минеральных дисперсий.(в том числе асбестовых) и ингибитор терлшокислительной деструкции полимерных реагентов. Мицсллобразование в водных растворах УЩР способствует усилению кольмати pylonjux свойств и поэтому замедляет разупрочнение глины. Нейтрализация УЩР увеличивает долю мицелл с молекулярной массой 70—75 тыс. Хемосорбция гуматов на поверхности асбеста приводит к образованию псевдомицелл-кольмантов и одновременно элементов структуры раствора, получившей название адгезионной.

Практическая ценность. Положено начало развитию технологии 6у]юг,ых растворов, напрапленной на мгновенную гидроизоляцию пород на стенках скважины в ходе углубления. V> принципе, должно исключаться проникновение значимых обьелюв фильтрата. Может отпасть необходимость н применении дорогих ингибирующих составов. Р> качестве первого шага в этом направлении разработаны различные варианты составов буровых растворов, названных асбо- и торфогуматами.

Практически доказано, что при бурении в зонах дробления пород кристаллического фундамента эффективно закачивать небольшой обьем гидроизолирующей пасты и свежепробуренный интервал перед каждым подг-емом долота. Эта процедура проводится « реальном масштабе времени бурового процесса и этим отличается от жидкостных ванн.

Ня уровне изобретений разработано свыше десяти составов рабочих жидкостей для бурения, заканчнвапия и капремонта скважин. Большинство жидкостей являются экологически чистыми системами.

Реализация работы в промышленности. I» течение последних 10 лет осуществлена опытно-промышленная проверка различных рабочих жидкостей п ряде регионов России, Украины, Туркменистана. С безглинистыми растворами пробурено свыше 65 тыс. м. скважин, а в ряде поисковых скважин в Туркменистане получены промышленные притоки газа. Это оказалось возможным благодаря выполнен}! ой орган и захрюнно-технической работе. Составлены ТУ па торфяной структурообразователь,. «целестиновый» утяжелитель,обоснованы заказы на специальный сорт торфа,асбеста. Доказана пожарная безопасность торфяного структурообразопателя, разработаны правила работы с асбестом.

Обсуждение работы. Основные положения доложены на VII республиканской научно-практической конференции в г.Ашгабатс (1984), научно-практически;.: конференциях в Перьми (1985) и Ашгабате (1987),. научно-практической конференции ТуркмеиНИГРИ (1989), заседаниях ИТС ПО «Туркменгеология» (1992) и Госкорпорации «Туркменгаз» (1993), на научном семинаре кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Государственной Академии нефти и газа им. ■И.М.Губкина (1994)

За разработку и промышленное внедрение новых высокоэффективных буровых растворов автору было присуждено звание Лауреата премии Ленинского комсомола (1991) и Ленинского кол\сомола Туркменистана (1991). Главный комитет комитет ВДНХ СССР наградил автора бронзовой (1987) и серебряной (19S8) медалями. Гель-технология описана и корреспондентских статьях: «А new drilling technology» в журнале «INDIAN MINING AND ENG. J.:> (1986); «И снова поиск», «Идеи ждут аукциона» в «Комсомольской .правде» от 08.07.86 и 03.03.87.

Результаты работ включены отдельными разделами в учебную программу дисциплины «Буровые промывочные растворы» по кафедрам бурения вузов,- входящих в систему учсбно-методич'еског.о объединении по нефтегазовому образованию.

Публикации. Основные научно-практические положения опубликованы в 26 печатных работах, включая одну монографию, 13 авторских свидетельств на изобретения, 7 научных статей и методических разработок, 5 докладов и выступлений. Кроме того, автор в качестве ответственного исполнителя темы участвовал в написании б' научно-технических отчетов лаборатории спецрастворов ГАНГ им. И.М.Губкина.'

Основной обьел1 исследовании автор выполнял в течение 10 лет в качестве аспиранта и докторанта кафедры бурения ГАМ Г им. И.М.Губкина и преподавателя Туркменского политехнического института (г.Ашгабат).

Выли использованы положена;! и выводы, полученные специалистами ГАНГ им.И.М.Губкина, ВНИИБуровой техники, Лпрелепского отделения ВНИГНИ, института химии АН Туркменистана, ТуркменНИГРИ, Туркмен-НИПИНефть. Института торфа (г.Тверь), Института проблем рационального использования природных ресурсов и экологии АН Белоруси (г.Минск), а также некоторые частные вопросы кандидатской диссертации, защищенной на специализированном Совете К.053.27.08 при ГАНГ им.И.М.Губкина 17.02.S6.

Автор провел ряд совместных лабораторных и промысловых исследований в рамка;-: единой хозрасчетной тематики под руководством проф.О.К.Ангелопуло с сотрудниками и аспирантами кафедры бурения ['АНГ

B.Э.Авакояььм, Л. А. Александрюком, И. П. Бутонко,

C.В.Вяз.чиковцевьгм, Н.Ю.Крестьянской, Н.К.Назаровым и Э.Г.Прокудиным. По результатам этих работ были в свое время написаны отчеты (темь; 244. 47, 161), получен ряд авторских свидетельств, а а диссертации имеются соответствующие упоминания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Ниже будут рассмотрены основные этапы выполненной, диссертационной работ),1 в полном соответствии с целью и перечнем сформулированных выше задач исследований.

Развитие представлений об особенностях процессов, происходящих в массиве пород и системе скважина-пласт

В оснозу наших рассуждений положена до сих нор ке очень популярная гипотеза о существовании в прнспюльной зоне трех концентричных слоев, различающихся по характеру насыщения породы теми или иными компонентами бурового раствора (О.К.Ангелопуло,С.М.Гамзатов, 1970).Слой 1, являющийся собственно стенкой скважины, может взаимодействовать с твердыми, жидкими VI газообразными колтонентами. Породы в этом слое находятся в пред-разрушепном состоянии. В слое 2 породы взаимодействуют в основном с дисперсионной средой (фильтратом) бурового раствора. И, наконец, слой 3 — незатронутый «пс-лем» скважины массив породы. По мнению авторов гипотезы, эта модель характерна прежде всего для хрупких пород-покрышек и гранулярных пород-коллекторов.

Проведенный нами анализ литературных данных и собственные исследования показывают, что традиционные методы с компрессио!шылш установками и образцами ограниченных разлюроп, приборами для изучения набухания, скорости пропитки, ионного обмена позволяют изучать процессы, адекватные протекающим только в породах слоя 2. Обычно при этом на второй план отодвигается рассмотрение роли' и значения состава твердой фазы бурового раствора в улучшении .механических и фильтрационных характеристик пород слоя 1

По данному вопросу есть логическое объяснение. Во-первых, имитировать в лаборатории состояние породы в раздробленном слое 1 и получать воспроизводимые результаты практически невозможно, а во-вторых, на протяжении .многих лет исследователи не располагали ассортил1ентом

буровых рлстворов яп водной основе с разнообразной по составу и свойствам дисперсной фазой и ориентировались на дисперсии с жесткой гранулярной твердой фазой (глина, мел) и поэтому обладающие сходными кольмапфуюп$нми коркосбразумсч!)! !Л1! .< СПОЙСТВЯЛ1 и.

Недостаточное, па наш взгляд, внимание в литературе, посвященной осложнениям в скважине, уделено породам в нетронутом массиве (слон 3),

Наследственные свойства пород в слое 3,6ылн проанализированы по геологическим и почвенно-мелиоративным литературным источникам. Особое внимание обращалось не только на исходные свойства пород покрышек и коллекторов з условиях естественного залегания, но и предрасположенность :с изменению в контакте с буровым раствором в слоях 1 и 2. В диссертации дана классификация природных факторов на макро- и микроуровнях.

Помимо достаточно известных положений о том, что механические свойства глин в естественном состоянии предопределяются двумя видами связей кристаллизационной и коагуляуионной (обводненные глины отождествляются в грунтоведении с глинистыми пастами), выделен третий тип связей. Он отмечается п глинах с высокой степенью лптификаций,-находящихся в увлажненном состоянии. Такие глины называются размягченным;: и разрушаются как хрупкое тело, с низким пределом прочности.

Обращено внимание на низкую естественную пористость и трещиноватость,благодаря чему глины, очевидно, мог/т быстро увлажниться только в случае, если п слоях I и 2 образовались техногенные трещины. Пожалуй, впервые выделена значимая роль органических веществ, присутствующих в глинах, на дробление пород или пластифицирование в контакте с растворами с разной щелочностью и солевым составом. Предложено дополнить практику лабораторных

исследований и применять исскуствеиные образцы, приготовленные из смеси минеральных и органических компонентов.

Особое внимание уделено толщам пород кристаллического фундамента, в которых попреки научным предположениям производственники встретились со всеми видами осложнений, характерными для осадочного чехла. Кристаллические породы отличаются большой неоднородностью. Наряду с кварцем и кварцитом, имеющими предел прочности на сжатие выше 890 МПа, залегают полевые шпаты (86—168 МПа), кальцит (80 МПа) и сравнительно мягкие минералы группы слюд (45—80 МПа). Характерны трещиноватость и слоистая неоднородность, примазки черного графита, тальковых сланцев, отличающихся слабой водостойкостью.

Наиболее значимые факторы техногенного воздействия на породы слоев 1 и 2 предложено классифицировать на макро- и микроуровнях. Макропроцессы в системе скважинапласт в диссертации рассмотрены на примере типизированного разреза, включающего соленосные отложения м верха кристаллического фундамента.

Макроуровень:

— разрядка энергии пласта: вытекание пластичных пород, образовать перемятого трещиноватого слоя хрупких пород;

— зона предразрушения пород в пристенном слое в результате работы периферийной части вооружения долота и ударов бурильным инструментом;

— гидроразрыв пород и фильтрация бурового раствора с макротрещины; .

— вертикальные перемещения толщи пород при бурении эксплуатационных скпажин на старых месторождениях с пониженным пласговьш давлением;

— тепловое и эрозионное воздействие потоком бурового раствора (термомехашиеокое и эрозионная усталость пород).

М и к р о у р о в с н ь :

— миграция дисперсионной среды бурового раствора, доставка химических реагентов и воды внутрь породы в приствольной зоне (диффузия, ссмсс,конвективный перенос) и образование диффузионно-осмотической или фильтрационной корки из частиц дисперсной фазы;

— изменене влажности, степени гидратации и состава обменного комплекса глин на поверхностях микротрещин и в микропорах, пластифицирование или размягчение породы;

— воздействие на свойства рассеянного органического вещества;

— кольматация трещин и поровых каналов в приствольной зоне.

В продуктивном нефтегазовом коллекторе могут добавляться следующие микропроцессы:

— образование эмульсий в призабойной зоне при разбуривании пород и смешении бурового раствора и пластовой, нефти и проталкивание этой эмульсии'в приствольную зону;

— образование эмульсии '.непосредственно в порах и' трещинах пласта при смешении фильтрата с нефтыо и диспергировании' за счет импульсного воздействия бурового растаора на стенку скважины;

— образование газогидратои чистых и в композиции с глинистыми частицами, особенно при разбуривании сероводородсодержащих пластов.

Таким образом, выполненное обобщение материалов по влиянию природных и техногенных факторов на возникновение осложнений (осыпи, обвалы, поглощения, проявления) позволяет заключить, что в зонах, представленных хрупкими породами-покрышками и коллекторами, необходимо прежде всего принять меры к сохранению целостности пристенного слоя и не допустить интенсивного дробления и образования разветвленной сети трещин и каналов, по которым фильтрат или буровой раствор могут поступать в глубь массива VI осуществлять трехмерное (обьемное), а не одноосное (фронтальное) насыщение пород.

Приняв этот тезис как соответствующий объективной реальности, логично предположить, что традиционные гдинистые растворы в большинстве случаев не способны быть эффективными кольматантами и тем более придавать водоупорные свойства слою 1. Применяемые химические ингибиторы разупрочнения пород по существу лишь уменьшают отрицательное влияние воды на набухание и размокание пород слоя 2 и оказывают узко избирательный эффект. Очевидно поэтому получил;! развитие рецептуры глинистых растворов, содержащих не один, а несколько известных ингибиторов: гипсокалиевые, силикатпокалиевые, калийномагниевые в сочетании с полимерными реагентами.

Как будет показано в последующих разделах, путем применения неглинистых растворов с волокнистой дисперсной фазой облегчается решение многих технологических задач по профилактике и борьбе с осложнениями с наименьшими затратами средств VI дефицитных реагентов VI материалов.

Классификации систем рабочих жидкостей.

В табл.! приводится классификация рабочих жидкостей, используемых в соответствующих технологических операциях при бурении (углублении), тампонаже, заканчивать) и кал; ремо1 ¡те ек вами) и.

Каждая рабочая жидкость, упомянутая г> табл.1, имеет свои классификации по конкретным признакам (состав, свойства.; способ получения и т.п.).

Наряду с традиционными жидкостями в данной классификации нашли отражение новые разработки ка(]ч:дры бурения ГАНГ, выполненные при участии автора диссертации. В этих разработках реализован упомянутый п предыдущем разделе подход 1С необходимости создания гидроизоляционного экрана (слой !) в процессе вскрытия зон_ы риска осыпей и обвалов. Кроме того, в интервалах залегания осадочных или кристаллических пород, раздробленных в естественных условиях, рекомендуется периодическая закачка на забой гидроизолирующей пасты, см.табл.1-, п.2. Эта технология »первые реализована и 1990 году на скважине СГ-8 Криворожская и СГ-4 Уральская в кристаллических породах. Эта же мультирастворная промывка рекомендована при вскрытии продуктивных пластов особенно с полимерным буровым раствором без твердой фазы, см.табл.1,п.8. В классификации выделен новый тип рабочей жидкости (п.7), являющейся флюидоупорным материалом и предназначенной для лгультирастворной технологии крепления скважины и разобщения пластов.

Гель-технология позволила, как будет отмечено ниже,-получать из ограниченного набора реагентов и материалов 13 типов жидкостей, упомянутых а табл. 1 (псе пункты, кроме

5, ¡0, 12-15).

1.5

ТаСлваа3

Пропзводстсеяпая классификация спстем рабочих жпг.костей, применяемых ври бурышн, закапчиг.апми я

капремонте скважпп

№ пп Решаема» технологически здздча Пквдялс рабочей якхкостя Примечание '

1 .4 ' . .

еуп-шге и кгстнпш сквлл;ч»

, Проюяка при бурегдш до гровто продуктивного гортота

Предотвращение разупрочнегаи

2 порол, приводящего к прихвату ИЛС1руИС!ГТа

3 Лиитмши примата С>рилиюго ттструмапа

4 Ликипаши поглощений п.пролвлияД

» Формирование ПСМС1ШЮГО камля в затруб-. пом пространстве по традяотошгай слсме

Предотг^апкиие смешепм цемягпшго п 6 бурового распоров, модфкаши фиитращюкной корка

Образоклле I жрубаен пространстве прерыгнгтого во высоте цементного ханш с заполнением промгжутг.ов внятным фтоазоуэтрмгм материалом

1>>рогоЛ растсор

('млортшркулпрует через забой сыажют

Паста закачиваете« в евежепробуреюгый тгтер-Ппротолпруюзш ос-а тал л коше кахлого долблсти, г.е. в реальном масшатабс вреиат бурского процесса

Лнпшрихватсач ?.иц!.ость

дикость заканчивает** после.возштновенпв прпдгата.т.е. в произвольном масштабе времени

З&сткосп. огаедшой пачкой поступает в .поток Хояшатарухяиав зоегг.ость бурового распора в зону осложнена» н

пролыгаагац в пласт раисшымп способами

.Твердивший (иеыеяягкй) Гастаор закачивает« к заданном обтеме н л-раствор ТЕгрдсвает

Разделительная (буферпаа) ЙСкдаость »аычшаетс» отде.ияой папой перед жидкость цемогшыч раствором (нпопа и после пего) -

Твердеющий (цеменппй) Цемсщ«ыЯ р.'СТтор л тшетмя захаивыоте! г распор, пеперлеюиод определегиой последовательности в расчепа« плаелпная. тшпонахии .- объема*. Пютамп нидолшет одаовреметао жягоосп - "пластамп" футяизя! буферной rn.77.ocn.

Прололжсицс табл. I

ЗАКАШШВЛШШ И КАПРЕМОНТ СКВАЖИН

Промишка при бурсшт ниже кровли продуктивного i ори joui а

ГГроишатснпиа рзсгаор (lIPj для заклитидннл

По состаду Ш1 мо:кег пршиутналыю отлц'шься от Оуроього рдснюра (см. п. 1)

Предупреждение сСрлюлалля обширной

9 адим Cypcisoro « рмяо- Кольчагирчтскад xlUMIcni (шиаю рДу"п«ора и пролукшенич ' '

горизонт

Сохранение r.pemuucuocni екпоп Жндхости

10 utjxpopaiLHotiHMi каиллои в ^ролуулишюя пршп'рфорланонпаз или пласте тлрсаордзнанал

'}лиы7а эх a nyj ra üf : ou : < о ü Ko;tou::¡j or П смлша it fcoppumsi, согидннс ПрОТНВОДДЗЛСШМ iU IKiXCp

Ндднахсрилд жи:ш>.гси

р Ццтснч«фнклши ^ртекд путем ~ псф<ф£>р! ии íплеч л <,ПП')

д приток.:» пугем

ъисютнон обработки !Шста

. , ГдчТэорсннг г пролу^тппнач пласт»* кяелыл Ьймпснсгпоэ

Жндкос11/ яла ГШ и ж;<лкосх1.^'*«сскпнос»ггсль''

КЛ-ЛОПШН pad JU.-p

УТ1-растворит«:»»

15 УдАпеннс feo-iíj с эа&оз газопои склджипи Жяткосгь-ас^снпидтоль

Глушение 1:ра;\хт1>г«могя тдетд перед 16 к^шремоцтам:

-пирсхлдппсоьпм протеид mi синем;

Жхикасш i:iyu:cmu

Здздткд .чаикостн а ирниСойи^ъ) зону по принципам, yKjjüíMUM » im. 2 и 4

Жидкости за/.дча»дтся отельной палкой и зону nc¡yjx>patmn плл прокачиваются черел сопла пескоструйного перфоратора

Жндкосгыо здпо.пикгг колонну с H KT иише пахерд, огеекгюшего пртлОсГппю зону

Обе :tiUX0CTl! поелсдоиагелм/о пролаллнцалогсч з пласт для обргзозашы п сыСнлимнип рлзме* роз •ipcnam

Г а-та op здхд7излетел под длил синем ниже пли кии.'с аздлншя 1TI1

Расгйорнтслгм иpoiíwiíüx»г ЛабоГшын участок скаа&ини илп нродаилиадюг в иролутлианьги нла-г

/Ki и nocí ь дсдЗал.исгса к. поде iu заоос, а. ист барботируется илллоиим ra7us<

IKiUKocibio эалолджиГ скиалгнку Hj условия

с о о с H 5

Л.

г Р-

»■ ä

ш

S38

с, С

Ii t*

îs

О П

S 8.

! "У" С

К К 5-с

II ~ л p Ë « ft n Vi Й t* «

S ü 5 u И d

С S в к Ä

л с К P-

a Г П s а г

Л я «HS

II Pf

15!

о g и

С - 4 F и S a s с h <_< ч

À «ra

5g

ь с

g «

s «

о

о ¿i

m ¿> « h

- о г-

se? й

►Г-Н

'¡ 51?

5 c г. s

Й 2 Ig

5 f.

e-e-g^

GiSr; p Ç.&-

"ót-r s s

Jlf PI

S S

5 si

a tí

èî

ас

С я

3 Э

US S,:

С Р u S

3 g. - (>

ES

S fr С о

3 n

S ® H 2

11

Разработка принципов структурирования подных растворов мицеллярных реагентов без применения глины.

Исследование базовых растворов. И диссертационной работе было реализовано направление по повышению эффективности использования химреагентов, которые по многим признакам не относятся к традиционным полимерам, а именно гуматы, лигносульфонаты, нитролигнии.омыленные жирные кислоты и т.п. Многие из этих реагентов можно рассматривать как мицеллярпые электролиты поскольку их водные растворы характеризуются критической концентрацией мицеллсооразования — ККМ.

Логично было предположить, что в зависимости от концентрации реагента (до пли после ККМ) должен измениться характер взаимодействия водного раствора с твердой фазой, выбуренным шламом, стенкой скважины. Поэтому водные растворы этих реагентов названы у.ицеллярными буровыми растворами (МБР) как альтернатива полимерным растворам- па основе полпакри-ламида.гипапа и т.п.

Предложены МБР и двух вариантах: базовые истин-иовязкпе растворы без твердой фазы (МБР-1) и структурированные (МБР-2).

Сорбцию реагентов изучали по специально разработанной методике, основанной на применении калориметра типа ФЭК 56М-14. Фракции реагентов в водном растворе по молекулярной массе разделяли с помощью гель-фильтрации на колонке сефадекса 0-75 Суперфрайн.

Широко использовали методы электронной микроскопии. В качестве примера рассмотрим результаты исследования системы УЩР+вода, которая была использована

в дальнейшем в качестве основы для получения гаммы реагентов и буровых растворов на основе асбеста и торфа.

В процессе работы возникла мысль не только установить зависимость сорбуионных и других свойств гуматоз от величины рН, но и более подробно остановиться на изучении особенностей нейтрализованного кислотами УЩР (НУЩР), который наряду с УЩР мог быть рекомендован в качестве базового реагента для получения мицеллярного бурового раствора.

Действие реагентов проверялось при добавках в суспензию предварительно гидратировашюй глины, а также при введении сухого глинопорошка или шлама в растворы эти .л же .реагентов. Показателем,- по которому сравнивали недиспергирующую способноетьУЩР, был отстой в цилиндре через 12 ч для глинопорошков и через 1.0 мин для более крупного шлама.

За основу был выбран 5%-й раствор УЩР, имеющий водоотдачу 5 см за 30 мин и рН 20,5. При добавке воздушиосухой глины и даже глинопорошка происходило почти поднос выпадение их в осадок.

В растворе нейтрализованного УЩР (НУЩР) с рН 66,5 скорость образования осадка глинопорошка была значительно выше, чем в растворе УЩР-

На рис.1 приводятся сведения о величине убыли УЩР за счет адсорбции на глинопорошках при их добавке в 5%-й раствор УЩР или НУЩР в количестве до 10%. На поле этого графика представлен другой график: зависимость коэффициента светопоглощсния экстинуии О от концентрации УЩР (1) и НУЩР (2).

Данный график служил для пересчета замеренного коэффициента О в «остаточную» концентрацию УЩР в фугате. Вычитая эту-цифру от исходной концентрации (5%) получали «убыль УЩР». И сходя из. практических

соображений, из всех вариантов сочетаний УЩР — вода-глина или тоже-гуксусная кислота (нейтрализатор), предпочтение следовало отдать системе, в которой «убыль УЩР» была наименьшей, поскольку скорость седиментации гли.чо-яорошка по всех случаях имела близкие значения. Поэтому лучшей системой признан водный раствор НУЩР (см.рис. 1 .кривые 3) с каолиновой глиной. В случае, когда кислоту добавляли в раствор УЩР-Ь глина, «убыль УЩР» была значительно большей (кривая 2), чем «убыль НУЩР».

Для интерпретации полученных результатов изучили на колонках сефадекса фракционный состав гуматов в 5%-ном водном растворе УЩР и НУЩР, а точнее их фугатах, отобранных на центрифуге в постоянном режиме. На диаграммах элгоирования отчетливо выделялись пики, соответствующие молекулярным массам 70—75 тыс. (н;шана зысокомолекудярной фракцией — ВМ) и 5—20 тыс. (среднемолекулярная фракция — СМ). Существенных различий фракционного состава УЩР и НУЩР в этих исходных растворах не отмечалось: доля ВМ - п СМ - фракций в растворе УЩР составила соответственно 37,6 и 62,4 %, а п растворе НУЩР 31,5 и 68.5%.

После анализа на колонках фугатов, полученных после добавки в исходные растворы коалинопого и бентонитового глинопорошков, была установлена разница конечного фракционного состава УЩР и НУЩР за счет различной сорционной активности фракций. В системе с УЩР доля ВМ- VI СМ-фракций сохранилась, а в НУЩР уменьшилась до 28% доля СМ-фракций и поэтому доля ВМ-фракций позрасла до 72%.

Следовательно, недиспсргирующие свойства НУЩР обусловлены сорбцией СМ-фракций на малоувлажненных в исходном состоянии частицах глины, а из раствора УЩР

о.)

^ г -ох------О*

'¿«¿Р

-1---,-р_

0 2. Ч С & ю

ДоБ&вкл глины в ра.сгйор УЩР, %

Рис.1 а) Убыль УЩР из 5%-иого водного раствора и зависимости от величины добавки глины (о - бетонит, х - каолин), 1 - глина добавлена в раствор тозарногоУЩР; 2 - тоже, но с последующей нейтрализацией суспзнзии уксусной кислотой; 3 - глина добавлена в аодный раствор УЩР, нейтрализованный до рН"6,5 б) Тарирозочиый график для. определения убыли УЩР по вапечта коэффициента саетопоглощзния. О.

почти равномерно сорбировались обе обнаруженные фракции.

Как и следовало ожидать, бентонит обладал большей сороционной активностью, чем каолин, и поэтому убыль УЩР и НУЩР была выше (см.рисД).

Результаты исследования НУЩР позволили г, дальнейшем обосновать принцип получения жидкостей на основе торфа (торфогумат) с малой добавкой щелочи (около 0,2%) по сравнению с 20% п торфощелочном реагенте—ТЩР. Г> этом случае дисперсионная среда торфогумата нейтрал!.на и по-существу напоминает водный раствор НУЩР. Поглотителем щелочи являются сами частица торфа.

МБР-2. Особенности структурирования.

Проблема заключалась в том, что МБР не возможно ощутимо загустить за счет повышения концентрации лшцеллярных электролитов в силу специфики их строения. Но и обратиться к традиционному способу структурирования за счет введения глмногторошка и даже гидратированной глины было не рационально. Ранее отмечалось, что МБР-1 обладает недиспергирующими свойствами, поэтому глина может структурировать раствор, начиная с ее концентрации 25—30%. При этом плотность МБР повышаете;! с 1030 до 1250 кг/л» , и система превращается в обычный глинистый раствор, обработанный УЩР. Не выполнялось условие чтобы МБР-2 был системой с низким (2—5%) содержанием твердой фазы и реологическими свойствами, регулируемыми в широких пределах.

Разработанный принцп -получения макротерегенпых структурированных систем заключается в следующем. В качестве твердой фазы используются грубодисперсные неглинистые частицы, достаточно инертные к жидкости,

которую следует структурировать. В данном случае — это водный раствор мицеллярного электролита. Поэтому простым смешением твердых частиц и жидкости стабильную дисперсию получить не удается.

Гель - технология предусматривает синтезирование на поверхности часгиу слоя веществ, через который происходило бы слипание частиц друг с другом и повышалось ср о дети о дисперсной фазы и дисперсионной среды. Реакция может быть инициирована за счет предварительного смачивания твердых частиц одним из реагентов щелочь,соль,кислота).

Другил! вариантом синтезирования является использование в качестве дисперсной фазы материалов, обладающих в водной среде создавать незначительной поверхностной растворимостью. Тогда ионы могут вступить в реакцию с миуеллярным реагентом с образованием слоев органо-минеральных соединений. В этом случае достаточно смочить частицы водой.

Макродиспесная структура МБР-2 не соответствует признакам, характерным для двух классических типов структур коагуляуионной или конденсационно-кристалли-зационной. Поэтому предложено назвать ее адгезионной. Опыты показывают, что этот новый тип структуры имеет свойство упрочняться во времени. Но причиной тиксотропии являются не соударения и коагуляция частиц (они достаточно крупные,, видны невооруженным глазом) или кристаллизация, а прилипание, которое, как известно, усиливается во времени.

Аля структурирования водного раствора УЩР, а также и других лтцеллярных электролитов (КССБ,ФХЛС и т.п.) было выбрано два материала: асбест и торф. Пробные опыты были также поставлены с гидролизным лигнином, отходом картонной промышленности (скоп), бурым углем, тровяной

мукой, слюдой и другими органическими или минеральными частицами.

Применение асбеста в качестве структурообразователя водных растворов мицеллярных электролитов проработано нами на уровне изобретений. Были обстоятельно изучены работы специалистов по химии волокнистых силикатов и специфические особенности применения асбеста для улучшения стабильности глинистых и безглипистых растворов "(А.И. Золотарева, Э.А.Литвиненко, Э.Г. Кистер, А.Н. Курбанов,С.М.Баш,В.Смит, А.Кеннеди и другие). Использованы некоторые результаты наших исследований, выполненных в 80-х годах.

Физико-химические реакции, протекающие при модифицировании асбеста в растворе УЩР г! других лтцеллярпых электролитов отличаются слоясностыо. Асбест, смоченный водой с УЩР, становится активированной затровкой, на которой образуются слои гидроксидмагниевого-гулигтных соединений. Расщепленные волокна асбеста создают структуру. Однако,прочные и активные слои на поверхности асбеста не образуются в случае, если асбест вводит!; в 5 и даже 10%-й раствор УЩР. Потребовалось провести .много экспериментов, чтобы показать, что концентрация УЩР в растворе, который смешивается с асбестом, должна быть 20% и более. При разбавлении концентрата (асбогумшг) водой даже в 4—5 раз слон, очевидно, не смываются, поскольку полученный раствор (асбогумат) сохраняет стабильность. Асбест в качестве структурообразователя применен совместно с другими мипеллярными электролитами. Установлена закономерность: если МБР-1 не имеет избытка щелочи, как в случае раствора УЩР, то асбест нужно обрабатывать щелочным реагентом. При этом не только расщепляются волокна асбеста, но и создаются условия для их поверхностной диссоциации.

Составленная путем обобщения собственных и других работ техно-логичнская схема использования асбеста в рабочих жидкостях приведена на рис.2. Конечные продукты, указанные в нижней части схемы (асбогель, асболигнат, асбогумат, асбонитролигнат, торфяной асбогумат) разработаны при участии автора диссертации.

В заключение раздела об исследоваг ¡иях МБР-2 с асбестом отмстим, что они представляют прежде всего научный интерес. Как будет отмечено ниже, вследствие концерогеп-ности асбеста, разработанные системы в настоящее время не могут быть рекомендованы для широкого практического применения, хотя промышленная апробация рабочих жидкостей при участии автора проведена. Использовались меры предосторожности в соответствии с инструкцией, составленной в 1987 г. и утвержденной на всесоюзном уровне.

Торфосолержащие макродисперсии разработаны с использованием богатого опыта по изучению технологических свойств торфа в различных отраслях промышленности, сельского хозяйства и применения этих цепных материалов-для приготовления химреагентов типа торфо-щелочного реагента для стабилизации глинистых растворов. (МП. Воларович, И.И.Лихптван,Н.Т.Король, Н.В.Чураев, О.С.Гофрин, В.С.Зайцев, И.В. Косаревич, H.H. Гамаюнов, A.A. Терентьев и др.).

Каждая частица торфа объединяет несколько веществ, находящихся в переходных состояниях: клетчатка (неразложившиеся растительные остатки), гуминовые вещества (продукты распада растительных остатков), минеральные вещества. Вода сорбирована в основном на гидрофильной составляющей торфа. Сорбированные молекулы воды становятся вторичными централки адсорбции. Гроздья молекул воды образуются в больших порах, сорбция

Рис. 2 Технологическая схема получения рабочих жидкостей и тампонажным материалов, структурированных асбестом, для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин.

протекает п мелких порах. Пленка влаги на поверхности частицы образуется после заполнения внутренних пор.

Состояние и свойства коллоидных компонентов торфа можно изменять с помощью химической обработки. В низинном торфе можно достичь большей степени химической модификации. С позиции гельтехнологии очень важно, что растительные остатки не претерпевают сильных изменений и сохраняют волокнистое строение. Ионы ОН повышают реакционную способность активных групп.

Растворы с концентрацией щелочи, примерно в 10 раз меньшей, чем в ТЩР, использовалисьдля активирования поверхности частиц торфа. Дисперсионная среда фактически представляла собой разбавленный НУЩР.

Были предприняты попытки усилить активность ЫаОН как модификатора торфа за счет добавок ГКЖ-10, силиката и алюмината натрия, кальцинированной соды, поташа, этанола,минов, буры и других не очень токсичных реагентов. Наибольший эффект получен при использовании растворимых силикатов даже без каустической соды. Торф активировался очень быстро, а при нейтрализации среды выделялся гел:-кремниевой кислоты, а точнее частицы БЮ2 , которые в комбинации с частицами торфа обеспечивали стабильность систем!,I при низкой водоотдаче. Концентрат торфосилн-катного раствора было предложено использовать и как реагент для обработки малоглинистых растворов и взнесен нешшистых пород.

Другие названные модификаторы оказались неэффективными. Установлено, что дисперсии торфа могут быть надежной основой для получения минерализованных и соленасыщешшх систем. Но их следует обрабатывать дополнительно солестойкими реагентами (КМЦ, крахмал, акриловые полимеры, ПАА), причем расход этих реагентов

(Ям

Торф фрезерный 50 - 5Ц5-яоЯ здагпости

Растгор ; -аагточ::

Раствор силиката

X

»

Торгогуиин) | | /То рфос ¡¡лака г

7

ОЧЦОП ГЗОр

■шера

Нейгралг-аиЛ или к'/олиа полпред

ио;

¡Зззесь •

: и л г» ?

Г 1

I «

~ О

О с

15

ЮТПод

Не ф г

Ргстзор ПАЗ

ц С п к

Ьргано- I сильный

гор.}

Гидрофобная гютоогь

—г—

а | Х>

Л Сч

О П кг:

о ОС

и го Сч О А, Ы

о и »4 ►и ое-. £-« Л О

1 О и: О О^ 03 V*

р« о о 0,0« С? Си

о «> о О

о о

ОйС Г^ то е-«

—^- _____ 1____

Рис. 3 Технологическая схема использования торфа с целью.получения рабочих жидкостей для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин.

примерно на 30% ниже, чем при обработке глинистого раствора той же литерализации.

Торфогумин, торфогумат — это, соответственно, реагент или безглшшетый буровой раствор для загущения пресной тми морской воды.

Состав торфогумина: вода + торф + щелочь. Общая технологическая схема использования природного торфа для рабочих жидкостей, предложенная автором, показана на рис.3. Из шести «концевых» продуктов, наиболее обстоятельному исследованию подверглись торфогумат, торфо-ЕВС, торфогель.

Исследование технологических свойств рабочих жидкостей и их влияния па-породы.

Б экспериментах, кроме комплекса стандартных приборов для измерения параметров буровых растворов, использовали фильтпресс ВНИ-ИБТ (Ч до 250 С и Л Р до 5 МПа), автоклав с герметичными «бомбами» емкостью 450 см . Взаимодействие МБР с искусственными образцами изучали с помощью компрессионной установки, сконструированной А.А. Александрюком, и колг-матиционного фильтрпресса, изготовленного совместно с Н.К.Назаровым.

Обстоятельно исследованы в качестве МБР-2 следующие системы: асбогумат, полученный с товарным УЩР (рН 10— 10,5) и после нейтрализации кислотой (рН 6—6,5), асболигнат с КССБ-1.

Концентрат асбогумата (асбогумин) состоял из: воды + 20% УЩР + 8% асбеста. После разбавления в 4 раза асбогулшт имел плотность 1030 кг/л! , СНС через 1 и 10 мин. 10—12 МПа; условную вязкость 20—25 с; показатель водоотдачи — 10—12 см3 за 30 мин; толщину корки ОД мм; рН 9—9,5 ;70— предельное динамическое напряжение сдвига

6—10 дПа;г>п — пластическую вязкость 3—5 мПа • с Асбогумат сохранял хорошие свойства после нейтрализации органическими и неорганическими кислотами.

На рис.4 представлены результаты замеров элективной вязкости от градиента скорости сдвига » зазоре ротационного вискозиметра Рсотест. Исследовались глинистый раствор, обработанный УЩР, и асбогумат. Их составы были подобраны так, чтобы растворы имели сходные значения Цгл^СНС. Пушсгмрными линиями показаны зависимости, полученные после добавки в эти растворы уксусной кислота и снижения рН до 6,5—7.

При градиентах, адекватных, как считают, движению жидкости в кольцевом пространстве (40—140 с), существенных отличий в характере изменения величины эффективной вязкости всех исследованных систем не отмечалось. Тем не менее реология макродисперсных систем, получаемых по гель-технологии, и особенно, с волокнистой дисперсной фазой, по нашему мнению, требует специальных исследований, так как классические модели основаны на предложении о существовании п зазоре вискозиметра «чистого сдвигали наличия коллоидно-дисперсных частиц-дисперсной фазы.

Термостойкость пресного зебогумика простейшего состава сохранялась до 160 С. Асбогумат утяжеляется до 1360 кг/м3 мелом, известковой мукой, и до 2200 кг/м3 баритом или железистым утяжелителем, хотя основное назначение асбогумата — это бурение в условиях сильно дренированных' коллекторов.

Сходные параметры были отмечены у системы асболигнит + вода + 20% КССБ + 8% асбеста Н-пеногаситель после разбавления-в 4—5 раз (асболигнат).

Разновидностью асболигната является смесь асбеста, активированного УЩР, с 18—20 %-м раствором, ССБ, СДБ, окзила.

Большая по сравнению с УЩР устойчивость лигносуль-фанагоз к катионам кальция и магния позпо.игст усиливать ннгибирующие свойства асболигната добавками 'извести, цемента, гипса, МИН-1, хлорида кальция и т.п.

Показано, что в случае необходимости, асболигнат без пеногасителя можно аэрировать и получать пену, структурированную асбестом.

Для восполнения убыли реагентов с оседающими шламом, по лабораторным данным, ориентировочный расход асбогумина должен составлять 1—4 м-' в час 'в зависимости от диаметра долота, скорости бурения и характера пород. При бурении в тагах нормировать УЩР для приготовления асбогумина рекомендовано по соответствующим таблицам СУНСН. Для приближенных расчетов количестве асбеста составляет 30—40% от веса сухого УЩР в зависимости от интенсивности поглощения.

Компресионная установка А.А.Александрюка создавала осевую нагрузку на образцы породы и одновременно изменяла гидростатическое давление ¿МБР внутри полого образца. Выявить в первом приближении роль дисперсной фазы бурог-чх растворов на -темп разупрочнения образцов позволил эксперимент, предложешшй нами, по предварительному «растрескиванию» образна з воздушной среде при нагрузке 0,75 от предела прочности на сжатие Затем образец разгружали, в камеру закачивали раствор, разрушали герметизирующую пленку на образце, вновь создавали осевую нагрузку и регистрировали дефор.мацию образца во времени. Несмотря на значительный разброс результатов замеров, на качественном уровне удалось выявить, что асбогумат с 5% УЩР и 5% НУЩР, снижает телш разупрочнения образцов

по сравнению с пресной водой, бентотгговой суспензией и 5%-ным раствором УЩР.

На рис.5 приводится весьма интересный график зависимости Кр (отношение^сх, измеренного в воздухе, к в соответствующей жидкости) от двух факторов: концентрации асбеста в асбогумате и концентрации УЩР п асбогумате при равных концентрациях асбеста. Всего на графике представлены результата 30 опытов.

Кривая «О» соответствует деформации образца в жидкости вода + асбест без УЩР. Ингибиругощий зффезсг асбеста очевиден. Кр снизился с 3 до 2,7.

Небольшие (1—3%) концентрации УЩР в асбогумате увеличивают Кр, т.е. ускоряют разупрочнение. Но при концентрации УЩР выше ККМ величина Кр при всех концентрациях асбеста ниже, чем з жидкости водаЧ-асбест.

Наличие максимальных значетш Кр при 1—2% асбеста в асбогумате, видилю, люжно обьяснить резким усилением закупоривающих свойств волокон с органоминералшыми" слоями. При содержании асбеста 3% и более он сорбцирует из раствора гуматы, и пептизирующее действие фильтрата преобладает над эффектом кольматауии трещин.

Опыты с использованием кольматациснкого фильтпрессх позволили получить дополнительную информацию о торфогумине (концентрата) в качестве рабочей жидкости для обратимого глушения нефтенасьнцеиных ксллс.ггорсв, борьбы с поглощением в водонасыщенных коллекторах и селективной изоляции водонефтяиых горизонтов (табл.2) . '

Исследованы искусственные керны проницаемостью 0,17; 0,33 и 0,68 Д. Они предварительно насыщались водой или нефтыо. Через керн продавливали торфогумат или торф с нефтью (торфонефтегель, см.р:;с.З) при давлений 20 МПа до полного прекращения фильтраций. Затем начинали процесс разгерметизации, используя в качестве жидкости

гг

Zyp, М Па-С

Рис. 4 Влияние градиента скорости сдвига на эффективную вязкость глинистой суспензии и асбогумата, ямающкк рМ 9,2 (сплоа»)ыо линии) и 6,5 (пунетир)

120 140 с

з-л 2,е-2, 2V4 2,2

Рис. 5 Влияние гсЗоста и УЩР (цифры на линиях) ва коэффициент разупрочнения глинистых образцов

¡4 ■£) % асбеста

вытеснения воду или нефть, которыми был ранее насыщен керн. Жидкость подавали с противоположного конца керна. Об эффективности кольматации и ее обратимости судили по давлению и периоду времени, затраченному на разгерметизацию керна, которая проявлялась п прорыве первых порций жидкости вытеснения через кольматационный слой и фильтрационную корку. Вопреки предположениям, торфогумат вытеснялся нефтью почти мгновенно, а водой за 18—37 с. Смесь торфа с нефтью быстрее вытеснялась нефтыо и очень трудно (1,5 МПа,11—32 мин) разгерлютизация достигалась при предавке водой (разнородные жидкости, эмульгирование воды с нефтыо в порах керна и фильтрационной корки). Во всех сочетаниях жидкостей кольматация усиливалась по мерс увеличения проницаемости (см.табл.2).

Таким образом, торфогумат рекомендовали использовать как для обратимой кольматации при глушении нефтяных коллекторов, так и селективной изоляции. Смесь торфа с нефтыо более эффективна для борьбы с поглощениями и может использоваться как гидроизолирующая паста (см.табл.1 ,п.2 и 17) при мультирастворной технологии промывки.

Предварительные испытания на буровых показали, что в ряде случаев возникали затруднения, связанные с засорением турбины турбобура волокнистыми частицами. Но если в случае торфосодержащих МБР-2 требовалось всего лишь более тщательное просеивание торфяного структуре-образователя, то асбесг, имеющий почти с 2 раза большую плотность, чем торф, подвержен центрифугированию.

В результате появилась .мысль о получении МБР-2 с комбшшрованныл; торфоасбестовым структурообразователем. Она была с положительным результатом апробирована сначала в лаборатории с помощью центрифуги, а затем при турбинном бурении скв.Тырныауз-1.

Определение источников сырья и промышленная апробация разработанных систем рабочих жидкостей в различных условиях.

Проведена значительная работа по составлению технических условий и совместно о В.Э.Аваковым и И.П.Бутенко налажен выпуск торфяного структуро-рбразователя на торфопредприятиях Сосногорска (Коми). Ярторф, Тарман (Тюменская обл.) и асбеста. Израсходовано свыше 2000 т фрезерного торфа, затаренного в полиэтиленовые мешки, и свыше 800 г коротковолокнистого асбеста.

Совместно с ВНИИ гигиены труда и профзаболеваний Академии медицинских наук СССР составлена инструкция по безопасной работе с асбестом, а с ВНИИПожарной охраны— доказана пожарная безопасность торфяного структуро-образосателя, выпускаемого для нужд бурения.

Способы получения и конкретные составы рабочих жидкостей и химреагентов внедрены па буровых Туркменистана, Прикаспийской впадины, на Кавказе, в - Архангельской области и Коми республике, Восточной Сибири, при бурении трех скважин с породах кристаллического фундамента ГНПП «Недра», на морской скважине в Крыму.

Применение мицеллярных растворов МБР—1 и асбогумина при проводке скважин в уегггральных районах России (скважина №3' Гаврилов-Ям) и в Туркменистане (скважина Кт?2 Арнаклыч, №3 и №5'Аушукж, №1 Гышкуи) позволило облегчить обработку-растворов, повысить их глиноемкоеть, ликвидировать поглощения, одновременно увеличив проходкуна долото и' скорость бурения- Так, на этих скважинах при промывке традиционным, глинисто-гуматным раствором на глубинах около 3000 м поглощение

Таблица 2

Зависимость параметров разгерметизации кернов рамичноП проницаемости от вила колшатапта и жидкости насьацеппя

Жидкость насыщения и вытеснения Разгерметизация

Исходная проницаемость, Д Давление, МПа Время до прорыва жидкости вытеснения

0.17 Кольтам ант: вода нефть 0,5 0,5 18 с 2с

0.33 ■ вода нефть 0,5 0,5 24 с 0с

0.69 сода нефть . 0,5 0,5 37 с 0с

Кшшгшш_Тар<Ь-Е.!!£фхш

0.17 вода нефть 1,5 0,5 11 мин 4 мин

0.33 • вода нефть 1,5 0,5 25 mihi 4 мин

0.69 вода нефть 1,5 0,5 32 мни 13 мни

составляло 25—75 м3 в сутки. После перехода на асботуматный раствор поглощения полностью прекратились.

Перпые испытания торфогуматного раствора проведены при разбуривании сильно поглощающих горизонтов в ГНПП «Недра» на площадях Гаврилов-Ям (скв. №4) и Медведковская (скв. №2). Исходный торфогумат готовили з глиномешалке, а затеил б гидрссмссителе. На 1 м3 воды добавляли 100—150 кг торфа и 10—15 кг щелочи или соды. Затем пасту перемешивали, разбавляли водой до вязкости 25—30 с и продолжали диспергирование г. тидросмеситслс. После получения однородного торфогумата плотностью 1030—1050 кг/м3 с водоотдачей 15—18 л;3 его обрпбатызали 5% VLLjP и снижали водоотдачу до 5—6 си'. Величина рН была раппа 7—S.

В скп.К'52 торфогумат применили с глубины 1300 м. Бурили роторным И ТурбиННЫМ СПС-СОООЛи Раствор хорошо очищался от шлама даже без вибросит.-

В скв. №4 торф добавляли с глубины 2400 м. Скважину успешно закончили при забое 2746 м. Серьезным испытанием термостойкости торфогуматного бурового раствора явилось бурение ск». Тырныауз-1 г, Кабардино-Балкарии.

Скважина была пробурена до 4000 м с услыо уточнения псщестпашого состава горных пород. Геологический разрез представлен преимущественно крепкими и очень крепкими породалш, осложнен разрывными нарушениями надвигового типа и зонами дробления пород, склонными к осыпям, обвалам, водог.рояплениям и поглощениям.

Предварительно, по данным бурения структурной скважины на этой площади в интервале 240—1800 м было выявлено шесть зон трещиноватостк. • Коэффициент аномальности пластозото давления — 1,05. На глубине 4000 м температура — 223 С.

По проекту с «нуля» на скважине применяли асбогумат. В связи с ростом забойной температуры более 150 С свойства асбсгумата начали ухудшаться, появились признаки «сваривания» раствора.

С глубины 2812 м в циркулирующий асбогумат добавляли торф. Параметры асбо-торфогуматного раствора имели следующие значения: плотность— 1080 кг/л\3; вязкость- 35 с; CHÇ 1/10 108/135 дПа; водоотдача 12 см3; рН 8, толщина корки не превышала 1 мм.

Торфсгумат в качестве различных рабочих жидкостей был применен под руководством автора на ряде скважин: на пл. Искандер (разведочная), п УБР Газачак (жидкость для борьбы с поглощением).

Р, качестве жидкости глушения при капремонте торфогумат применили на 10 скважинах. После ремонтных работ дебит скважин был быстро восстановлен.

Обобщенные сведения по применению торфогумата в различных регионах приводятся и табл.3.

Примечательным явилось то, что на скв. Западный Искандер при испытании получен пролилшленный приток газа и конденсата с дебитсш 3S0 и 315 тыс.м3 в сутки соответственно со штуцерами диаметром 16 и 14 лш.

В скв. №1 Бота и №1 Западный Карабиль с помощыо торфогулкгта успешно ликвидировали поглощения, которые в аналогичных условиях приводили к ликвидации скважин. Причем на скв.К?! Западный Карабель вскрыли продуктивный горизонт и из интервала 2210—2214 получили газ с дебитом; 431 тыс.л!3 в сутки. Коэффициент аномальности пластового давления был равен 1,16.

Серьезное внимание а диссертации уделили исследованию применимости отвалов Лр Икс ко го и Сакыртминского месторождений целеепшовых руд ( Ту р к л i е ни ста ; ),

Таблнпа 3

СВЕДЕНИЯ

о принспсит! торфо!}*1ата в сложных гориогссщмпческнх ушни/ях

Площадь, объединение, регион Глубина (тип) скв-иы, м Параметры рзсткчя» }Т)ш ¡ра> 1 Гег^кшк проблем»

№№ «г/к) т, с снс; дШ Б. оС рп лег«» шеняе Н ТЛГ "" 1 «к» Ветры ГЛ1СИ

1 Западный Искандер« Ттг. мяггеоломм ("{уркмешгета») 237? (Р) ПИ 3.5 2« 3 Г 4 - 4

ч Западный КараСщь (Г?'Р*>'еиНСТЗН) 2290 (Г) юга 40 1042 5 т

3 Кота (Т)р*мешигпш} 3373 т 1)10 35 6/12 5 г . т + + -

4 гром". Коми (Росст) 32т (ЗП 1С«) 45 15/35 Й т + +

5 Ророгилписхая, ПШГ! "Лсуэ", '-"атсрннСгрг, <жая обл. (Роса«) 4300*) (ПРО 1060 35 2/4 С г м +

6 Тагмшскпя« П1ПП "Недра", Кктпршб^р гекзя обл. (Россия) 4200*) (ПГС) И» 42 2йоо н м 4- + -

7 Галр 1 ь ю вч мех л к, П1 ГШ "Недра", Я;>ос1.\гскач оба. (Россия) '23'Ю (Г>) 10)0 25 1<у2!1 15 8 К + -

$ Медвелкоясми, ПЛШ "Недра", Ярослаяскат обп. (Россмч) 2400 (И) 1030 10/10 15 5 К > •

9 Тырл*»?, ГШШ "Лед-рч", Кабарзтк>-Падка-рич (Россия) 40411 (II) 10X0 35 Ш'15 12 8 м • * «51X5

10 Кянчуршская, ПО "Каттрансгаг"» Г'эшхортоспн {Росам) 1450 (ЭГ) 1150 <0 МО 10 7 т + •

И Ллсто'шо-Тззовс^ач, ШО "Заполярпефгега-гголопи", Тюменская обл. (Росам) 1012 (Ю 1033 22 8/4 10 т + - +

12 Po►<aшк^i^'cк••>•. НО "Та'юЬги", Та пфстзн (Россия) ИЗО 04) 1 125(1 25 35 С/2 &10 10 ! 3 9 к * - +

13 Карыпиггская, ПО *Ч ериоморех пс фштп". Крымская обл. (Украина) 414)2 (НМ> 1 то У> № 4 7.5 к + -

14 Кр| !»»оро;«с*ая,Госхесп. иредпшЕгтис по сверк-гл)5.(>ур. "Цедра*, 5500*) (ПГС) 1100 60 20/30 6 7 м 4 * <<18СС)

(Украина)

Условные обозначения: 1. Значком к) отмечены сквахшш, находящиеся в бурении. 2. Категории скважин: ПМ - поисковая морская, ПРС - параметрическая сверхглубокая, П - поисковая, Р- разведочная, ЭГ- эксплуатационная газовая, ЭН -эксплуатационная псфпазя. Э. Тип геадогоческого разреза: К - карбонатный, М -метаморфический (кристаллический фундамент),Т-тсррпгеиный глиипсто-песчаянЯ.

Необходимость постановки данной работы была связана с — дефицитностью традиционных утяжелителей, — необходимостью уменьшения степени загрязнения призабойной зоны за счет применения утяжелителей, которые могут растзоряться при специальной обработке пласта кислотой.

В большинстве предыдущих работ других авторов исследовался либо целесгиновьш концентрат, содержаний породу высокой плотности и освобождешгую от прикесей сульфатов и карбонатов, либо проводились опыты с измельчешгой рудой и «хвостами», но в комбинации с самыми солестойкими защитными реагентами. Пред нами же стояла задача подобрать, рецептуры утяжеленных до ! ,7— 1,о растворов, обработанных т, основном лпшосульфонатами (КССБ-2 или ФХЛС).

На уровне изобретении была доказана возмохгность утяжеления буковых растворов нссгандарт,!ЫЛ1 утяжелякиуил! материалом до плотности 1710 кг/л'А После-прбмышлетшых испытании автором были составлены технические условия на выпуск утяжелителя.

Для геологоразведки. нефтяной н газовой ярпмхпплеи-ностй Туркменистана рекомендуются:

— термостойкие (до 200*С) буровые распоры, содержащие торф или • модифицироп.-шный-' асбсст, обладающие кольматиршощшли свойствами и пл~!юл:пощне бурить глубокие скважины без осложнений и агарчь;

— гидроизолирующие пасты для предотвращения катастрофических осыпей и обвалов в аргиллитах и сланцах, а также для обратной кольматации продуктивного плаега и защиты от попадания цементного раствора;

— жидкости для глуше!тя газовых и нефтяных скважин при капитальном ремонте;

— закупоривающие композиции из торфа и асбеста для борьбы с сильными поглощениями;

— кислоторастворимый утяжеляющий материал для буровых растворов на базе отвалов Арикского и Сакырми-нского месторождений целестиновых руд;

— использование солевого сырья из залива Карабогаз-Гол для приготовления буров),IX ¡растворов при бурении соленосной толщи и линз рапы.

ВЫВОДЫ

5. В результате анализа теории и практики бурения в сложных горно-геологн'шских условиях, а также на основании совремсш 1ых достижений физико-хилшческой /механики дисперсных структур выполнено научное обобщение, позволившее решить крупную народно-хозяйственную проблему — разработать и внедрить эффективную технологию получения и экономичные составы неглинистых рабочих жидкостей для бурения, заканчивания и капремонта глубоких и сверхглубоких скважин (гель-технология).

2. Углублены представления о влиянии природных (наследственных) и техногенных факторов макро- и микроуровней на характер и темп разупрочнения стенки скважины; в качестве рабочей гипотезы принято положение о том, что первопричиной осыпей глинистых пород и загрязнения продуктивных песчаников является развитие техногенных трещин с последующим ускоренным проникновением в них бурового раствора и фильтрата.

3. Отдавая должное важной роли реагентов — ингибиторов, добавляемых в промывочные растворы, положено начало созданию нового поколения рабочих жидкосией, у которых дисперсная фаза одновременно

выполняет функции кольматанта со специфическими свойствами и поэтому способна перекрывать устья трещин и консолидировать раздробленный пристенный слой породы.

4. На основе разработанных автором коллоидно-химической и производственной классификаций унифицированы по исходному сырью и подобраны составы многофункциональных рабочих жидкостей, защищенные 12 авторскими свидетельствами, из которых 11 получена после защиты (1986) кандидатской диссертации.

5. В физико-хилшческой лаборатории и на пилотных установках изучены технологические свойства разработанных систем таких как торфогумат, асбогумат щелочной и нейтрализованный, асбестовый торфогумат, торфонефтегель и доказана целесообразность их применения для бурения неустойчивых глин, вскрытия дренированных коллекторов, включая продуктивные, глушения скважин, гидроизоляции зон кастрофических обвалов кристаллических и осадочных пород по мультирасгзорной технологии промывки.

6. Определена сырьевая база для получения торфяных и асбестовых структурообразователей, составлены техничнекие условия для торфопредприятип Ярторф и Торман п Тюмени. Со специализированными организациями разработаны токсикологический паспорт на торфогуматный буровой раствор, правила безопасного обращения с асбестом.; обоснована пожарная безопасность фрезерного торфа влажностью 50— 60% в полиэтиленовых мешках, •

7. Разработанные системы рабочих жидкостей прошли успешные испытания более чем и 50 глубоких скважинах. Всего пробурено свыше 65 тыс, литров горных пород на глубинах от 3 до б тыс.м. Во ;все>: случаях отмечена их экологическая чистота, в 14 скважинах ликвидированы поглощения (70—100 м в сутки), в 9 скважинах предотвращены обвалы глинистых пород, а в 3 скважинах —

пород с раздробленных зонах кристаллического фундамента, в двух скважинах обеспечена тс рлш ст о и к о ст ь бурового раствора при 180 и 223 С, в 3 скважинах отмечено более качествепее, чем с глинистыми растворами, вскрытие продучешшюго пласта, в 10 скважинах произведено глушение при j сап ремонте.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих научных работах:

МОНОГРАФИИ

1. Кулиев К.Н. Гель-технологи я рабочих жидкостей, применяемых » глубоком и сверхглубоком бурении. —Ашгабат: Ылым,1993.—212 с.

ИЗОБРЕТЕНИЯ

2. A.c. 1209705, МКИ С09К7/02. Способ приготовления бурового раствора / К.И. Кулиев, O.K. Антелопуло, В.Э. Апакоз, Опубл. в Б.И.,1986,N35.

3. A.c. 1278354, МКИ С09 К7/02. Способ обработки бурового раствора на водной основе / К.Н.Кулиеа, O.K. Антелопуло, В.Э. Авакоя. Опубл. з Б.И., 1986,№ 47.

4. A.c. 1384594, МКИ С09 K7/0Q. Реагент для буровых растворов / К.Н. Кулиев, O.K. Лигелопуло, В.Э. Аваков, Опубл. в Б.И., 1988, № 12.

5. A.c. 1397469, МКИ CQ9 K7/0Q. Реагент для бурового раствора /К.Н. Кулиев,O.K. Антелопуло, В.Э.Аваков, Опубл. п Б.И., 1988, № 19.

6. A.c. 1513011, МКИ С09 К7/02. Реагент дли обработки глинистых растворов / К.Н. Кулиев, O.K. Антелопуло, В.Э. Аваков, А.Ф.Бакулин, Г. Мередоза. Опубл. в Б.И.,1989, № 37.

7. A.c. 1601104, МКИ C09 K7/04. Реагент для обработай бурового раствора / ICH. Кулиез, O.K. Ангелопуло, В.Э. Апаксв, Ю.Г. Сааков. А.Я. Палиукая. Опубл. а Б.И., 1990, № 39.

S. A.c. 1663003» МКИ С09 К7/02. Утяжеленный боевой раствор /ICH. Кулиса, ОЛСАнгелопуло, В.Э. Аваков, Д.Е. Косой, М.Е.Веюизароз. Опубл. в Б. И., 1991, № 26.

9. A.c. 1669964, МКИ С09 К7/00. Структурообразователь буровых растворов / K.M. Кулиев, В.Э. Аваков. O.K. Ангелопуло. Опубл. п В.И., 1991, № 30.

10. A.c. 1669965, МКИ С09 К7/02. Утяжелитель для буровых растворов / ICH. Кулиев, O.K. Ангелопулс., В.Э. Аваков. Опубл. с Б.И.. 1991.'Кэ 30.

11. A.c. 1669969, МКИ СО? К7/02. Способ обработки бурового раствора / K.H.lv/лнев, O.K. Ангелопуло. В.Э. Аваков. Опубл. в Б.И., 1991. Кг 30.

12. A.c. 1677054, МКИ.С09 К7/02.. Реагент для обработки бурового раствора /.ICH. Кулиев, В.Э. Аваков,ОДС Ангелопуло. Опубл. в Б.И", 1991. № 34.

13. A.c. 1707050, МКИ. С09 К7/02. Способ приготовления утяжеленного бурового раствора / ICH. Кулиев, O.K. Ангелопуло, В.Э. Аваков, Д.Е. Косой, A.M. Глатер, Х.у. Уралоп. Опубл. з Б.И., 1992, № 3.

14. A.c. 1710568, МКИ СО? К7/04. Реагент для-бурового раствора / ICH. Кулиев, O.K. Ангелопуло, М.В. Бекназагсоп, Г.Н. Ниязменглиев. Олубл. к Б.И., 1992, № 5.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ И МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ.

15. Ангелопуло O.K., Авакок В.Э., Кулиег, ICH. Миуелдярные буровые расгворьг. Нефтяник," 1935, Кг 9, с. 8-9.

16. Кулиев К.Н., Аваков В.Э. Недиспершрующис буровые растворы на оснопе миуеллярных электролитов: Обзорн. информ.— Ашгабат: Госплан Туркл-:. ССР, Í 939 ~ 2с.

17. Кулиев -К.Н., Гафурова M.G.. Бсгмурадов Д.Б. Методическое руководство по буровым расгзорам и талото-налшым композициям. — Ашгабат: Турхм. П.И. 1991 — 24 с.

18. Кислоторасгворимый утяжелитель бурошх растворов (ТУ на опытную партию). : Ми i {удобрений СССР, Турменге-олоп1я /К.Н. Кулиев, Д.Е. Косой" Ашабагг, 1988.-18 с.

19. Утяжелитель целеегшкшой порош:<-со5разнь:й (TV на опытную партию). Мпнудсбрении СССР5 Туркмен-гсологня / Кулиев К. И., Арене Б.Ж., А паков В.Э.

— Ашгабат,1989. — 20 с.

20. Методические указания но дипломному проектированию для студентов спец. 0909 — Бурение / Состав.: Гафуропа М.О., Mairrposa СВ., Canato;; Г .Я., Кулиев К.Н. — Ашгабат: МНО, 1990.- 48 с.

21. Торфяной сгрухтурообразователь для буровых растворов (Ту—214—13—19—90 на опытную партию). Минтопром РСФСР, Тюмсньторф /ICH. Кулис», В.Э.Айахов. В.Г. Хельквист. — Тюмень, 1990,

ДОКЛАДЫ И ВЫСТУПЛЕНИЯ НА ВСЕСОЮЗНЫХ И РЕСПУБЛИКАНСКОЙ КОНФЕРЕНЦИЯХ.

22. Кулиев К.Н. Повышение стабильности неглинистых буровых растворов в условиях сероводородной агреспи // Повышение эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикаспия.

— Материалы всесоюзной конференции. —.Пермь, 1985.

23. Кулиев ICH., Аваков В.Э. Макрогетерогенная структурированная диспсрс!(я-торфогумат //там лее.

24. Кулиев К.Н., Апаксга В.Э. Асбестовый буровой раствор на основе природного высокомолекулярного соединения // Пути интенсификации геологических исследований в Тур; см е кнстане. Материалы конкуренции. Ашхабад,1987,

25. Итоги шучно-исследопательских работ сотрудников Туркмен-НИГРИ ~ аспирантов кафедры буретш МИ ИХ и ГП //' Молодые ученые Туркменистана — большой науке / К.Н. Кулиев, М.Б. Хыдырсв, А.Д. -Ан, М.М. Назаров. Материалы конферешуии — Ашхабад, 1984.

26. Дисперсная фаза бурезы;: растзоров на основе неглинистых нерудных материалов /К.Н. Кулиев, Л.Я. Палиукая, В.К. Канаева, А.Т. Абдуллаез // Состояние и перспективы развития геологических исследований в Туркменистане. Материалы конференции . — Ашхабад, 1989.

Заказ Ь в б

Тираж -¿00

Индивидуальное предприятие «ГАРЛАВАЧ» 744012 г. Ашгабат, ул! Советских пограничников, 92а.