1.4.3 Буріння свердловин і розкриття продуктивних пластів за допомогою промивальних рідин із органоколоїдними складовими

Збереження стійкості ствола свердловини є темою досліджень багатьох вітчизняних і зарубіжних вчених. Із цією метою розробляють бурові промивальні рідини із застосуванням неорганічних та органічних сполук, а також їх композицій, що обмежують гідратацію гірських порід, гальмують іонообмінні процеси, блокують проникнення промивальної рідини (її фільтрату) у пласт.

Органоколоїдні складові бурових промивальних рідин, до яких відносять модифікації вододисперсійних асфальтобітумних речовин, поряд із іншими органічними (одноосновними і багатоатомними спиртами, етерами, солями органічних кислот тощо), а також неорганічними (солями калію, амонію, кальцію, алюмінію) сполуками, що запобігають гідратації глинистих сланців, називають стабілізаторами глин. Окрім гальмування гідратації, їм властиві кольматація поверхні гірських порід та обмеження диспергування вибуреної породи в буровому розчині.

Органоколоїдні домішки запобігають осипанню порід під час буріння свердловин, покращують якісні характеристики фільтраційних кірок і змащувальні властивості бурових промивальних рідин, забезпечують їх антикорозійну дію, зокрема за високих температур.

Також органоколоїдні домішки включають до складу промивальних рідин (бурових розчинів) із метою покращання їх відновлювальних властивостей під час буріння свердловин в інтервалі залягання продуктивних горизонтів.

У промислових умовах промивальні рідини обробляють органоколоїдними реагентами з урахуванням стратиграфічно-літологічної характеристики розрізу свердловини.

Метою досліджень є створення систем бурових промивальних рідин із органоколоїдними складовими та розроблення технології їх застосування в різних умовах буріння і завершення будівництва свердловин.

Як органоколоїдні домішки використано реагенти зарубіжного (Soltex, Asphasol, сульфований асфальт) і вітчизняного (органоколоїдні реагенти, одержані на основі бітумної сировини) виробництв. Проведено лабораторні випробування 40 дослідних взірців бітумних органоколоїдних реагентів, виготовлених в УкрНДІНП “МАСМА”, технологічні властивості яких максимально наближені до відповідних властивостей зарубіжних реагентів. Для подальших випробувань відібрано 8 взірців реагентів-органоколоїдів, одержаних із бітумів (гудронів, сумішей нафтових залишків) шляхом їх окислення і модифікування активаторами – поверхнево-активними речовинами (табл. 1.3).

Таблиця 1.3 – Характеристика органоколоїдних реагентів, одержаних за технологією УкрНДІНП “МАСМА”

№ взірця	Темпера- тура розм’як-шення, оС	Акти-ватор, ПАР, %	Засто-сування розчин-ника	Грануло-метричний склад, мм	Насипна вага, г/см3
1	2	3	4	5	6
1	139	10	–	< 1,6	0,463
2	136	5	–	< 1,6	0,460
3	152	10	–	< 1,0	0,479
4	146	10	–	< 2,5	0,450
5	128	15	Етиловий спирт: ПАР (2:1)	< 0,63	0,465
6	95	15	–	1,6 - 1,0 = 5 % 1,0 - 0,63 = 16 % < 0,63 = 79 %	0,468

Продовження таблиці 1.3

1	2	3	4	5	6
7	132	5	–	< 1,0	–
8	139	10	Етиловий спирт: ПАР (2:1)	1,6 - 1,0 = 80 % 1,0 - 0,63 = 16 % < 0,63 = 4 %	0,382

Для досягнення стабілізації гли­нистих сланців важливо забезпечити ефективне диспергування органоколоїдної домішки у водному середови­щі бурового розчину. За відсутності вуглеводневої фази і при великому вмісті колоїдних фракцій твердої фази, високих значеннях мінералізації та густини бурових розчинів ступінь впливу органоколоїдних домішок під час безпосереднього їх додавання регулювати важче.

Зі збільшенням вмісту твердої фази та реагентів-стабілізаторів змен­шується кількість незв'язаної води. У такому випадку гальмується про­явлення дії органоколоїдної домішки у разі безпосереднього її введення. У зв'язку з цим випробовували спосо­би додавання органоколоїдів у вигляді попередньо заготовлених водних дис­персій, емульсій та суспензій.

Вивчали здатність досліджуваних органоколоїдних домішок до диспер­гування і збереження агрегативної сталості їх дисперсій у водному та вуглеводневому середовищах. Ефек­тивному розподілу окремих органо­колоїдних домішок під час додавання до бурових розчинів сприяє попереднє їх диспергування у нафті як органічно­му розчиннику.

Як органічні розчинники викорис­товували також дизпаливо і гас. Прак­тично кожна з випробуваних домішок, за винятком взірця № 1 (табл. 1.3), у дизпаливі диспергувалася з осаджен­ням частини продукту (об'ємна частка осаду - від 10 до 50 %). Слід зауважити, що в гасі у більшості випадків диспер­гування досліджуваних домішок було незначним, про що свідчив відстій чис­того, прозорого розчинника [54].

Здійснювали випробування дослі­джуваних органоколоїдів на бурових розчинах зі збільшеним вмістом вуг­леводневої фази. Під час безпосеред­нього додавання до бурових розчинів взірці №№ 1, 4, 5 (табл. 1.4) виявилися ефективними щодо зменшення значень показників фільтрації Ф₁ (надалі - по­казника первинної фільтрації), а також Ф₂ (показника вторинної фільтрації - фільтрації води через фільтраційну кірку, сформовану під час визначення Ф₁). Після додавання органоколоїдів встановлено, що за температури 20 ^оС значення показника Ф₂ залишалися стабільними або навіть дещо збільшу­валися, а їх зменшення спостерігалося при вищих температурах. Випробову­вані бітумні органоколоїди №№ 2 та 3 забезпечили зниження як первинної, так і вторинної фільтрації (табл. 1.4, ан. 9 і 10).

Таблиця 1.4 – Результати оброблення бурового розчину досліджуваними органоколоїдними домішками

№ аналізу	Досліджуваний розчин	Показник фільтрації, см3 за 30 хв.
		первинної, Ф1	вторинної, Ф2
1	2	3	4
1	Вихідний буровий розчин зі св. 121-Анастасіївської (вміст нафтової фази – 20,7 %)	7,5	1,5
2	№ 1 + 2 % домішки № 1	5,5	0,8
3	№ 1 + 2 % домішки № 4	4,5	2,0
4	№ 1 + 2 % домішки № 5	3,5	2,2
5	Вихідний буровий розчин (вміст нафтової фази – 17,6 %)	6,0	1,9
6	№ 5 + 2 % Asphasol	4,0	1,6
7	№ 5 + 2 % Soltex	4,5	2,0
8	Вихідний буровий розчин зі св. 32 - Перекопівської (вміст нафтової фази – 10 %)	8,3	3,8
9	№ 8 + 2 % домішки № 2	6,0	1,2
10	№ 8 + 2 % домішки № 3	6,0	1,2
11	Вихідний буровий розчин зі св. 143-Анастасіївської	15,5	6,0
12	№ 11 + 2 % домішки № 1 (у вигляді 25 %-го розчину в дизпаливі)	10,0	4,2

Органоколоїд № 1 вводили в сис­тему також у вигляді 25-відсоткового роз­чину в дизпаливі (табл. 1.4, ан. 12). Це спричинило незначне збільшення структурованості бурового розчину, хоча водночас сприяло покращенню показників фільтрації (зменшення зна­чень Ф₁ і Ф₂) та характеристик філь­траційних кірок (зменшення їх товщин і коефіцієнтів тертя).

Результати досліджень показали, що за ефективністю взірці органоко­лоїдних реагентів №№ 1, 4 та 5 подібні до взятих для порівняння реагентів за­рубіжного виробництва Soltex, Asphasol (табл. 1.4, ан. 5-7) [54].

Для обробки бурових промиваль­них рідин розроблено композиції орга­ноколоїдних домішок у вигляді емульсії (ЕК), суспензії (СК) та нафтоглинистої пасти (НГП).

Під час одержання малоглинистих мінералізованих бурових розчинів ви­явилося ефективним використання органоколоїдних домішок у вигляді НГП. Додавання їх в кількості від 5 до 10 % із подальшим додаванням ка­устичної соди та розчину КМЦ дало можливість отримати коагуляційно стійку промивальну рідину суспензійно-емульсійного типу з параметра­ми: густина – 1080 – 1100 кг/м³; умов­на в'язкість – 40 – 60 с; динамічний коефіцієнт в'язкості – 29 – 35 МПа·с; уявна в'язкість – 22 – 30; показник філь­трації за 30 хв – 6 – 8 см³; товщина кір­ки – «плівка» – 0,5 мм; коефіцієнт тертя кірки (КТК) – 0,05 – 0,12; рН – 8 – 11. Однак при цьому, очевидно внаслі­док зниження гідрофільності, систе­ма потребувала додаткових заходів для збільшення тиксотропності пере­дусім для умов підвищених температур (більше 60 °С).

У технології створення систем бу­рових промивальних рідин, призначе­них для розкриття продуктивних плас­тів, враховано адсорбційно-активні та структурно-коагуляційні властивості розроблених ЕК і СК, у яких органоколоїдні домішки перебувають у стані різної здатності до взаємодії з водною і вуглеводневою фазами.

Оптимальна концентрація дослі­джуваних органоколоїдів у емульсійній та суспензійній композиціях – 17 %, а при разовому додаванні до бурових розчинів достатня кількість кожної з них становила 2 % (у розрахунку на кількість сухого бітумного реагенту).

Дані, наведені в табл. 1.5, ілюстру­ють характер впливу ЕК і СК на зміну параметрів глинистої суспензії та про­мивальної рідини (як приклад взято результати обробки розчину з бурової св. 143-Анастасіївської).

Таблиця 1.5 – Вплив способів додавання органоколоїдних домішок на параметри бентонітової суспензії та бурового розчину

№ ана-лізу	Досліджувана рідина	Параметри
		умов-на в'яз-кість, Т,с	дина- мічний коефіці- єнт в'яз-кості, η, МПа·с	дина-мічна напру-га зсуву, τ0, дПа	показ-ник фільт-рації за 30 хв, см3		статична напруга зсуву за 1 і 10 хв, дПа
					Ф1	Ф2
1	2	3	4	5	6	7	8
1	5-відсоткова бентонітова суспензія стабілізована 3 % КССБ і 0,2 % КМЦ	40	14	12	9,4	4,0	54/70
2	№ 1 + 2 % Soltex при безпосеред-ньому додаванні	31	13	8	9,4	4,0	66/103
3	№ 1 + 2 % до-мішки (у вигляді емульсійної ком-позиції)	21	9	10	8,4	3,5	30/57
4	Розчин зі св. 143-Анастасіїв-ської	60	30	62	7	2,5	128/148
5	№ 4 + 2 % до-мішки при без-посередньому додаванні	84	33	74	6	2,5	94/99
6	№ 4 + 2 % до-мішки (у вигляді емульсійної ком-позиції)	52	26	42	6	2,0	19/21
7	№ 4 + 2 % до-мішки (у вигляді суспензійної композиції)	76	30,5	67	6	2,5	42/50

Після термостатування досліджу­ваних розчинів спостерігали ущільнен­ня кірки, зменшення її проникності, що відповідно сприяло зменшенню показ­ника фільтрації та збереженню стабіль­ності структурно-реологічних характе­ристик.

Перед розробленням технології одержання систем із органоколоїдними складовими з'ясовували особливості їх диспергування в прісних і мінералізова­них середовищах [54].

Показано, що з метою запобігання коагуляції та підвищення показника фільтрації прісні глинисті суспензії не­обхідно попередньо стабілізувати за­хисними полімерними реагентами (полісахаридними або поліакрилатними) у кількості, достатній для зменшення показника фільтрації та підвищення коефіцієнта коагуляційного структуроутворення К_с (до К_с ≥ 1). При цьому досягають рівномірності диспергуван­ня органоколоїдів в об'ємі розчину і по­кращення інших його технологічних характеристик, особливо після термо­обробки.

Із аналізу результатів лаборатор­них випробувань зрозуміло, що вибір способів додавання органоколоїдних компонентів слід здійснювати з урахуванням вмісту глинистої, твердої та вуглеводневої фаз і мінералізації бурових розчинів, що обробляються.

Для оцінювання впливу електролітів на активність органоколоїдних домі­шок визначено їх вміст у водних ви­тяжках 10-відсоткових дисперсій порівнюва­них реагентів. У зарубіжних реагентах (Asphasol, Soltex, сульфований асфальт) вміст солей (по NaCl) становив від 5 до 7,5 % (іонів К⁺ і Са⁺ не виявлено). У бітумних реагентах, представлених УкрНДІНП “МАСМА”, вміст солей не перевищував 1 %.

Вивчали вплив різних електролітів на агрегативну стійкість (стабільність) дисперсій досліджуваних органо­колоїдних домішок. Наявність NaCl у реагентах зарубіжного виробництва, що є продуктами сульфування бітумів і асфальтенів сприяє їх іонізації та кращому диспергуванню у воді. Більшість із них (за винятком реагенту Soltex) має обмежену стійкість до солей Са⁺⁺.

Стійкими до агресивної дії солей полівалентних металів виявилися до­сліджувані бітумні реагенти № № 7 і 8.

Реагент Soltex за своїми власти­востями найбільше наближений до до­сліджуваних взірців бітумних органоколоїдних домішок. Встановлено ряд агентів-електролітів, що сприяють його диспергуванню у водному середовищі: NH₄⁺(NH₄Cl) > H⁺(HCl) > Al⁺⁺⁺[Al₂(SO₄)₃] > K⁺(KCl) > Na⁺(NaOH).

За результатами лабораторних до­сліджень розроблено:

− емульсійну композицію − ЕК (у вод­ному середовищі з використанням КМЦ і ріпоксу-6 для ефективного диспергу­вання органоколоїдних домішок);

− суспензійну композицію − СК (у вод­ному середовищі з використанням бен­тонітового глинопорошку для надання дисперсії структурованості);

− нафтобентонітову композицію − пасту НГП.

Композиція НГП виявилася ефек­тивною передусім для обмеження прили­пання реагенту до металевих поверхонь, а також для покращення змащувальних властивостей бурового розчину.

За комплексною оцінкою змін реологічних і фільтраційних властивостей залежно від технології застосування органоколоїдних домішок показано, що застосування емульсій ефективне для оброблення малоглинистих інгібо­ваних промивальних рідин. Технологія їх приготування полягала у тому, що після додавання інгібітора (від 1 до 3 % КС1) і стабілізатора (від 0,05 до 0,1 % КМЦ) у 3 – 5 % глинисту суспензію дода­ють від 2 до 3 % органоколоїдної доміш­ки у вигляді ЕК. Після цього розчин об­робляють шляхом додавання аніонної або неіоногенної ПАР, або ж їх суміші (від 0,4 до 0,6 %) і нафти (від 5 до 7 %). Для подальшої стабілізації параметрів можна застосовувати поліаніонцелюлозу (0,05 – 0,1 %),

Для одержання малоглинистих рі­дин можна використовувати буровий розчин, розбавлений до значень умовної в'язкості 30 – 40 с і вмісту глинистої фази до 10 – 15 %. У цьому випадку зменшу­ються витрати реагентів-стабілізаторів, особливо завдяки відсутності потреби інгібувати розчин шляхом додавання солей-електролітів. За цих умов раціо­нально застосовувати органоколоїдну домішку у вигляді суспензійної компо­зиції, для чого її вводять у попередньо заготовлену бентонітову суспензію і до­дають розраховану кількість СК до бу­рового розчину.

Приготування системи суспензій­но-емульсійного типу здійснюють із ви­користанням НГП. Її готують шляхом змішування 73 – 74 % нафти з 10 – 11 % бентонітового порошку, постійно пе­ремішуючи протягом 30 хв, після чого в дисперсію вводять 14 – 15 % органоколоїду та 1,5 – 2,0 % жириноксу-С. Пере­мішування продовжують до отримання однорідної пастоподібної маси (близько 25 – 30 хв).

Одержана таким чином компози­ція достатньо стабільна, вона забезпе­чує буровим промивальним рідинам характеристики, необхідні для успіш­ного буріння та збереження колекторських властивостей порід-колекторів. У процесі застосування цих рідин можна збільшувати густину шляхом до­давання обважнювача (бариту) і вміст хлориду калію для посилення інгібую­чих властивостей.

Одна з проблем регулювання харак­теристик бурових розчинів пов'язана з великим вмістом колоїдних фракцій глинистої фази. Механічним очищен­ням досягти його зменшення склад­но. Способи розбавлення водою, інгі бування солями, хімічної флокуляції малоефективні та супроводжуються великими витратами хімреагентів-ста­білізаторів. У зв'язку з цим привабли­вим є використання органоколоїдних домішок. Доведено, що їх наявність у системі бурового розчину сприяє зни­женню колоїдальності глинистої фази. Так, у разі додавання реагенту Soltex безпосередньо та у вигляді емульсійної композиції (2 % реагенту на суху речо­вину) ступінь зниження колоїдальності становив від 20 до 40 %. При цьому кра­щих результатів досягнуто у разі засто­сування реагенту у вигляді емульсійної композиції (ЕК).

Помічено, що використання органоколоїдних домішок може бути до­цільним і під час оброблення високомінералізованих бурових розчинів.

Так, додавання 2 % органоколоїдної домішки № 1 або такої ж кількості реагенту Soltex у буровий розчин із за­гальною мінералізацією 23,7 % сприяло зниженню показника фільтрації прак­тично до одного рівня (від 7,5 до 5,5 см³ за 30 хв) і зменшенню товщини кірки (до 1,5 мм). Час досягнення граничної межі вирівнювання швидкості філь­трації був однаковим. У разі додавання бітумного органоколоїдного реагенту за взірцем № 1 (табл. 1.5) у вигляді ЕК та вуглеводневої дисперсії (у дизпаливі) до того ж розчину ефективнішою виявилася добавка у вигляді вуглевод­невої дисперсії. Характерно, що це під­тверджує зміна показників як первин­ної, так і вторинної фільтрації.

Досліджували вплив органоколоїдних домішок на колекторські властиво­сті продуктивного пласта. Використано керни з пористістю 13 – 18 % і проник­ністю 15·10^-3 – 50·10^-3 мкм². Досліджен­ня здійснювали в модельованих умо­вах: тиск гідравлічного обтискування кернів – 10 МПа, робочий перепад тис­ку – 0,5 – 1,0 МПа, температура робочої зони – 70 °С. Обчислювали коефіцієнт відновлення проникності керна (β₁), а також коефіцієнт відновлення про­никності після зрізу робочого торця керна завдовжки 1 мм (β₂). Фільтрацію бурового розчину через керн визнача­ли після трьох годин прокачування. Ре­зультати досліджень наведено в табл. 1.6.

Таблиця 1.6 – Вплив органоколоїдних реагентів на колекторські властивості порід-колекторів

№	Розчин	Фільтрація через керн, см3	β1, %	β2, %
1	№ 4 + 2 % взірця № 6 у вигляді емульсійної ком-позиції	3,1	65,7	100
2	Вихідний зі св. 544-Буг- руватівської	5,3	33,1	85,4
3	№ 1 + 2 % взірця № 6 у вигляді емульсійної ком-позиції	4,9	80,6	91
4	№ 1 + 2 % Soltex	2,9	62,8	88
5	Вихідний зі св. 34- Пере-копівської	6,7	64,5	69

Як видно з табл. 1.6, додавання 2 % реагенту Soltex (у розрахунку на сухий продукт) до вихідного бурового розчину зі св. 34-Перекопівської суттєво не вплинуло на зміну коефіцієнта β, проте відчутно змінився характер фільтрації: об'єм фільтрату становив 2,9 см³ (проти 6,7 см³ у вихідному розчині) за три години прокачування за однакових умов проведення експерименту. Після зрізу робочого торця керна завдовжки 1 мм коефіцієнт β для вихідного розчину майже не змінився (69,0 %), а для обробленого − значно зріс (до 88,0 %).

Додавання 2 % органоколоїдного реагенту за взірцем № 6 у вигляді ЕК позитивно вплинуло на відновлювальні властивості бурового розчину зі св. 34-Перекопівської. При цьому не спостерігалося тенденції до згасання рівня відновлення під час прокачування 20 порових об'ємів вуглеводневого флюїду.

Органоколоїд № 6 досліджували на буровому розчині зі св. 544-Бугруватівської з низьким коефіцієнтом відновлення (β₁ = 33,1 %). Додавання 2 % органоколоїду № 6 у вигляді ЕК дало змогу підвищити коефіцієнт β₁ у два рази (до 65,7 %), а також значно знизити об'єм фільтрату за три години прокачування. Проте під час фільтрування вуглеводневого флюїду в кількості 20 порових об'ємів помічено затухання рівня відновлення до кінцевого значення β₁ = 44,8 %. Після зрізу робочого торця керна завдовжки 1 мм коефіцієнт β₂ для вихідного розчину значно зріс (до 85,4 %), а для обробленого розчину було зафіксовано повне відновлення проникності керна (100 %).

Одержані результати представляють практичний інтерес стосовно можливостей збереження фільтраційних властивостей порід-колекторів. Встановлено, що органоколоїдні реагенти зарубіжного виробництва і відібрані експериментальні взірці, виготовлені в УкрНДІНП “МАСМА”, є близькими щодо функціональності їх дії та забезпечують покращення технологічних характеристик бурових розчинів.

Показано доцільність застосування органоколоїдних домішок за розробленою технологією у вигляді емульсійних (для інгібованих бурових розчинів) і суспензійних (для малоглинистих бурових розчинів) композицій, а також у вигляді вуглеводневих (нафтових) дисперсій (для бурових розчинів із вмістом нафти більш ніж 10 %).

Застосування розроблених систем бурових розчинів із органоколоїдними складовими дасть можливість забезпечити [54]:

− збереження фільтраційних властивостей порід-колекторів;

− стабілізацію міцності розбурюваних порід;

− сповільнення диспергування вибуреної породи;

− покращення властивостей фільтраційної кірки;

− обмеження негативного впливу реагентів на зміну реологічних і фільтраційних характеристик бурових розчинів;

− покращення змащувальних властивостей бурового розчину.