УДК 622.244.443
© Коллектив авторов,1998
Б.М.Курочкин, В.Н.Лобанова (ВНИИБТ), З.Ф.Гилязетдинов, А.И.Поваляев, Ю.И.Карпов, В.В.Коробкин (АО «Татнефть»)
Перспективные технологические жидкости для бурения скважин в осложненных условиях
B. M. Kurochkin, V. N. Lobanova (VNIIBT), Z. F. Gilyazetdinov, A. I. Povalyaev, Yu. I. Karpov, V. V. Korobkin («Tatneft» JSC)
Perspective Drilling Muds for Well Drilling in Complicated Conditions
Compositions of fluids including one of the relatively poorly known, but rather available for wide utilization, agents Ц sodium formate Ц have been studied. Reviewed are the properties of sodium formate produced in the form of both a solution and a powder. A conclusion is made about the fact that drilling fluids on the basis of sodium formate can be widely used for well drilling in complicated conditions or in lost circulation zones.
азвитие нефтяной и газовой промышленности в ближайшее время связано прежде всего с дальнейшим освоением удаленных северных месторождений. Рост продукции будет происходить при резком увеличении объемов бурения горизонтальных скважин (ГС), так же как и за рубежом. В США в последние годы бурятся ежегодно десятки тысяч ГС. Поэтому повышенный интерес проявляется к составам, которые бы были эффективны при работах в ГС в условиях низких температур. Технология бурения таких скважин еще длительное время будет совершенствоваться для различных геологических условий. В этой связи представляют интерес исследования и применение составов, в которых используется один из интересных, относительно малоизвестных, но доступных к широкому применению компонентов - формиат натрия.
Формиат натрия - натриевая соль муравьиной кислоты ^аСООН) является отходом при производстве пентаэритри-та. Выпускается двух типов: в виде раствора и порошка; по ТУ-6-05-231-332 -86 представляет собой водный раствор формиата натрия, полиспиртов (монопен-таэритрита и полипентаэритрита), небольшого количества сиропообразующих веществ и других органических примесей. Такой раствор называют фильтратом технического пентаэритрита (ФТП). В его состав входят до 20,4% формиата на-
трия, до 6,4% пентаэритрита, остальное -вода. Чаще всего ФТП используют в качестве антиморозной добавки. Температура замерзания ФТП до -20-30°С, плотность может колебаться от 1140 до 1290 кг/м3, вязкость 16-22 с. При плотности 1250-1290 кг/м3 ФТП загустевает и превращается в густую пасту.
По ТУ-5-58-350-89 формиат натрия выпускается в виде кристаллического порошка, хорошо растворимого в воде, под названием формиат натрия - сырец (ФН-С). Массовая доля формиата натрия в нем составляет не более 70-80 %, остальное - примеси как и у ФТП, доля воды не более 5%. ФТП и ФН-С относятся к веществам 4 класса опасности по воздействию на человека, т.е. малотоксичны (ГОСТ 1201.007-76), нереакционно-способны, не образуют токсичных соединений с другими веществами в воздушной среде и сточных водах [1-3]. ФТП поставляется и применяется в виде водного раствора, ФН-С перед использованием растворяют в воде. Водные растворы ФТП и ФН-С по составу и характеру взаимодействия с различными тампонажными материалами практически одинаковы, поэтому результаты исследований ФТП в равной мере относятся и к ФН-С.
Как показала практика, ФТП может эффективно использоваться в качестве промывочных и задавочных жидкостей: в виде двухкомпонентного (ФТП+СаСу,
трехкомпонентного (ФТП + СаС^ + полимер) составов, в качестве эффективного заменителя жидкости затворения, например дизельного топлива или нефти, в составах типа соляробентонитовых смесей, применяемых для ликвидации поглощений бурового раствора при бурении скважин. Высокой эффективностью при ликвидации поглощений обладает двух-компонентный состав: бентонитовый гли-нопорошок, затворенный на ФТП + цементный раствор.
Большая перспектива заключается в применении ФТП в буровых растворах в качестве ингибирующей добавки против набухания и осыпания глин, аргиллитов. Поэтому ФТП можно эффективно использовать в качестве ингибирующей жидкости, заполняющей интервал перфорации в обсадной колонне, перед проведением прострелочных работ. Низкая температура замерзания, относительно высокая плотность дают возможность применять ФТП для заполнения обсадных колонн в северных районах с целью предохранения их во время длительных простоев в зимнее время.
Представленные в статье результаты получены в лабораторных и промысловых условиях при ликвидации разных осложнений, в том числе поглощений различной интенсивности [1-3].
ВНИИБТ считает, что ФТП имеет большую перспективу применения в качестве технологической жидкости как
Таблица 1
Номер образца Мас ФТП са, г Саа2 ^отношение массы компонентов Плотность, кг/м3 Растекае-мость, см
1 140 47 3:1 1330 21.0
2 210 105 2:1 1410 15.5
3 145 145 1:1 1500 18.5
4 55 82 1:1,5 1600 9.0
для первичного, так и для вторичного вскрытия пластов, а также при глушении скважин при низких температурах. Технологическая жидкость приготавливается на основе 25-30% ФТП с растворением с нем хлористого кальция. Такая жидкость обладает высокой вязкостью, что позволяет использовать ее при промывках забоя скважин от осадка после перфорации.
При исследовании межфазного натяжения на границе фаз ФТП с хлористым кальцием - дизельное топливо выявлено, что ФТП снижает межфазное натяжение по сравнению с водными солевыми растворами одинаковой плотности. Однако, если требуется пробурить ГС или боковые отводы через аргиллиты, то для этого наиболее пригодны водные растворы с ФТП. Межфазное натяжение раствора ФТП плотностью 1250 кг/м3 на границе с нефтью составляет 3,5 мН/м, раствора хлористого кальция такой же плотности - в 2 раза больше.
Исследования показали, что увлажнение сжатых глинистых образцов при контакте с водным раствором ФТП плотностью 1230 кг/м3 в 6-8 раз меньше, чем с раствором хлористого кальция и в 30 раз меньше чем с водой. Поэтому большую перспективу при бурении боковых стволов из старых скважин имеют водные растворы ФТП с добавкой водорастворимых полимеров.
Ингибирующие свойства технологической жидкости на основе ФТП с хлористым кальцием в 5 раз выше по сравнению с технической водой. Эти свойства ФТП рассмотрены в работе [4] при исследовании коррозионной агрессивности по отношению к металлу. Выявлено, что при контакте с ФТП коррозия происходит только в первые часы с образованием несмываемой пленки, затем останавливается. Низкая агрессивность ФТП отмечена также по отношению к цементному камню, что подтверждает перспективу его применения для заполнения интервалов перфорации
при первичном вскрытии продуктивных пластов.
Для промысловых условий Крайнего Севера представляет интерес прежде всего двух-компонентный состав на основе
ФТП и СаС12. Для примера рассмотрены три состава, приведенные в табл.1. При исследованиях компоненты брались в соотношении масса жидкости к массе порошка, а плотность ФТП составляла 1298 кг/м3.
Т1, мПа-с 800 700 600 500 400
300 200
100
4000 3000
2000
1000
700 600
500
400
300
200
V
\ 3
.4
,2
V
20 30 40 50 б
100
200 300 400 500
ч
2
N
1
30 40 50
100
200
300 400
Дальнейшие ис следования выяви ли следующие ха рактерные особен ности составов:
■ в нефти, нефтепродуктах образцы 1-4 не размешиваются (устойчивы);
■ при добавлении в образцы воды, например в соотношении 1:1, они легко растворяются в ней;
■ если в воду влить состав образца №4, то он оседает на дно сразу, не перемешиваясь;
■ образец №4 кроме очень высокой вязкости обладает довольно высокой липкостью;
■ при перемешивании ФТП с СаС^ в результате реакции отмечаются выделение тепла и образование вязкой жидкости;
■ при добавке СаС^ в ФТП в количестве менее 30 г/100 г ФТП получается неустойчивый, расслаивающийся раствор;
■ при температуре -30°С свойства жидкостей практически не меняются;
Рис.1. Зависимость динамической вязкости п составов на основе ФТП и полимеров (а), на основе 120 г ФТП + 0,1 г декадрила + 100 г Са02 (б) от статического напряжения сдвига у:
а: 1, 2, 3 - состав: 100 г ФТП + 1 г декадрила (1%-ный раствор) соответственно в момент приготовления, через 1 ч непрерывного перемешивания, через 1,5 ч (из них последние 0,5 ч - в состоянии покоя); 4 - состав: 100 г ФТП + 1 г сайпана в момент приготовления; б: 1 - после приготовления; 2 - после непрерывного перемешивания в течение 1 ч
■ при температуре -50°С у растворов наблюдается загущение до нетекучего состояния, но при небольшом перемешивании они становятся жидкими, что открывает большую перспективу их применения на Крайнем Севере.
Основным составом, который можно брать за основу и получать другие производные, является раствор при соотношении СаС12 и ФТП 1:1. Технологические его показатели: плотность (плотность используемого ФТП равна 1290 кг/м3) 1600-1650 кг/м3; вязкость по вискозиметру при градиенте напряжения 243 с-1 составляет 280 мПа-с, статическое напряжение сдвига за 1/10 с (прибор
СНС-2) равно (163/161) 10-7 МПа,
водоотдача на приборе ВМ-6 -115 см3/мин, рН=5-6.
Таблица 2
Количество компонента, г__Основные параметры
ФТП CaCl2 бентонита барита Плотность, кг/м3 Вязкость,* мПас Водоотдача по прибору ВМ-6, см3/30 мин рН Состояние раствора при температуре -30°С через 48 ч
40 30 10 - 1620 445 57/58,6 110 6 Незнач
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.