О компании Продукция Прайсы Статьи Контакты
 
 

вернуться к разделу Статьи

 

УДК 622.24.06+616-093

Опыт использования гуматно-калиевого реагента ЛИГНОКСИН для обеспечения стойкости ствола буровых скважин

М.Я. Магун, Р.В. Зиньков, С.А. Гурский, О.Е. Забильская.
Научно-исследовательский и проектный институт ОАО "Укрнафта"

Бурение нефтегазовых буровых скважин на месторождениях Украины, особенно на большинстве площадей Прикарпатья, выполняется в сложных геологических условиях, обусловленных наличием в разрезе тектонических нарушений, больших углов залегания горных пород, чередования  их по прочности, наличием зон АВПД, хемогенных пластических отложений, и т.п. При таких условиях часто наблюдаются нарушения целостности стенок буровых скважин.

Для предупреждения и уменьшения обвалов и осыпания стенок буровых скважин широко применяют ингибированные промывочные жидкости. Их правильный выбор с учетом физико-минералогического состава буримых пород предотвращает или сводит к минимуму нарушения стойкости стенок ствола буровые скважины.

При раскрытии менилитовых, быстрицких, выгодских, манявских и стрыйских отложений на буровых скважинах Юж. Гвиздецкого, Микуличинского и Пасичнянского месторождений Прикарпатья, требуют постоянного усовершенствования химические обработки буровых растворов в направлении усиления их ингибирующих свойств.

В НИПИ ОАО "Укрнафта" разработанные рецептуры обработок бурового раствора гуматно-калиевым реагентом Лігноксин производства ООО "Автотехпром". Этот реагент позволяет поддерживать оптимальные фильтрационные, реологические и ингибирующие свойства промывочной жидкости, что особенно актуально в сложных геологических условиях.

Гуматно-Калиевый реагент Лигноксин, является продуктом взаимодействия измельченного бурого угля с калийным наполнителем и предназначенный для ингибирования, разжижения и стабилизации буровых растворов. Изготовляется согласно ТУ У 24.6-24709453-003-2002 и за своими физико-химическими показателями характеризуется высокой стабилизирующей способностью (показатель фильтрации обработанной Лигноксином глинистой суспензии 10 % концентрации составляет 6 см3 за 30 мин), высоким содержимым гумата калия и достаточной растворимостью.

С точки зрения регулирования вязкости и фильтрации оптимальная примесь составляет (2 – 3) % на сухое вещество.

В таблице 1 приведена сравнительная оценка эффективности действия гуматно- калиевого реагента Лигноксин и гуматно- натриевого реагента УЩР.

 

 

Таблица 1. Оценка влияния Лигноксина и УЩР на смену параметров бентонитовой суспензии.


п/п

Глинистая суспензия
и добавки к ней

ρ,
кг/м3

Т,
с

В,
за 30 мин,
см3

К,
мм

КТК

СНС
за 1 мин и 10 мин
дПа

ρН

Кф,
%

К+,
%

1

Глинистая суспензия
10 % концентрации

1040

48

15

2,5

0,12

107/134

10,2

7,1

-

2

№1+3% Лигноксина

1040

24

6,5

1,0

0,07

19/88

10,3

-

0,6

3

№2+3% KCl

1060

22

9,5

2,0

0,19

15/63

9,5

4,55

2,8

4

№1+3% УЩР

1040

24

8,5

1,0

0,21

3/5

10,2

-

-

5

№4+3% KCl

1060

24

11,5

2,0

0,17

3/39

9,57

5,30

2,2

 

Как видим из приведенных результатов гуматно-калиевый реагент Лигноксин является дополнительным источником поступления в буровой раствор ионов калия, который позволяет снизить затраты хлорида калия для достижения ингибирующего эффекта (таб.1, п/п 2, 3, 5) оптимизировать рецептуры регулирования структурно-реологических показателей гуматно- калиевых буровых растворов.

Ингибирующую способность гуматно-калиевого реагента Лигноксин исследовано на приборе конструкции Жигача-Ярова по стандартной методике [1]. Сравнительные результаты из определения степени набухания бентонитового глинопорошка в растворах реагентов 1 % концентрации Лигноксина, а также материалов КССБ-2М, ФХЛС, УЩР приведенные в таблицы 2.

 

 

Таблица 2. Коэффициенты набухания глинопорошка в среде растворов исследуемых реагентов.


п/п

Состав дисперсионной среды

Коэфициент набухания глинопорошка

1

Раствор Лигноксина 1 % концентрации

1,72

2

Раствор КССБ-2М 1 % концентрации

3,66

3

Раствор ФХЛС 1 % концентрации

4,38

4

Раствор УЩР 1 % концентрации

4,99

 

Как видим из приведенных результатов коэффициент набухания бентонитового глинопорошка в растворе Лигноксина 1 % концентрации имеет наименшее значение и составляет 1,72.

На основании проведенных исследований разработаны рецептуры относительно рационального применения Лигноксина. Результаты приведены в таблице 3.

 

 

Таблица 3. Результаты обработки буровых растворов с применением Лигноксина.


п/п

Состав раствора

ρ,
кг/м3

Т,
с

В,
за 30 мин,
см3

К,
мм

КТК

СНС
за 1 мин и 10 мин
дПа

ρН

Кф,
%

К+,
%

1

Глинистая суспензия
10 % концентрации
Лигноксина

1040

24

6,5

1,0

0,07

19/88

10,3

5,2

0,6

2

№1+1% СБР

1040

28

3,5

0,5

0,05

38/96

9,81

5,2

0,6

3

№1+3% KCl

1060

22

9,5

2,0

0,19

15/63

9,50

4,55

2,8

4

№1+3% KCl + 0,1% CaCl2

1060

24

10,5

3,0

0,21

29/31

9,19

2,32

2,8

5

Лигносульфанатный
буровой раствор
(скв. 1 Выгода-Витвицкая)

1470

"кп"

9,0

2,5

0,20

>300

8,57

4,47

-

6

№5 + 5% Лигноксина
10% концентрации

1460

100

6,5

2,0

0,12

90/130

8,71

3,20

-

 

Обнаружены эффекты применения Лигноксина в комбинации со смазывающей примесью (ан. 2) и солями-ингибиторами КСl и СаСl2 (ан. 4). Замечено, что в первом случае такая комбинация приводит к эффективному улучшению фильтрационных и смазывающих показателей; во втором случае – к усилению ингибирующего действия (содержимое коллоидной фазы уменьшается в два раза – с 5,2 % до 2,32 %). При обработке лигносульфонатного бурового раствора реагентом Лигноксин отмечен положительный эффект совместного действия реагентов КССБ и Лигноксин (ан. 5, 6).

В течение 2004-2006 г.г. гуматно-калиевый раствор на основе реагента Лигноксин использовался на месторождениях Прикарпатья ( буровые скважины 33, 25, 7, 9 Микуличинские, 909, 912 Пасичнянские, 1-Любижнянская) при разбуривании быстрицких, вигодско-пасичнянских, манявских, ямненских отложений,  и в Днепровско-Донецком нефтегазоносном регионе на буровых скважинах 143-Анастасиевской, 34-Перекоповской, 334, 501-Бугруватовских, 70-Сахалинской. Его использование позволило эффективно регулировать структурно-реологические и фильтрационные показатели бурового раствора, обеспечить стойкость ствола буровых скважин.

Результаты применения Лигноксина для обработки промывочной жидкости на буровых скважинах 912-Пасичнянской, 9-Микуличинской, 47-Верхне-Луквинской приведенные в таблице 4.

 

Таблица 4. Результаты контрольных анализов буровых растворов,
обработанных Лигноксином из буровых скважин
912-Пасичнянской, 9-Микуличинской, Верхне-Луквинской.


п/п

Название показателей

912-Пасичнянская

9-Микуличинская

47- Верхняя-Луква

Проектн.

Проба 1

Проба 2

Проба 3

Проектн.

Проба 1

Проба 2

Проба 3

Проектн.

Проба 1

Проба 2

Проба 3

1

Плотность, кг/м3

1200

1190

1210

1200

1240

1250

1280

1270

1360

1340

1350

1370

2

Условная вязкость, с

40-80

76

82

80

40-50

140

100

80

30-60

66

62

68

3

Фильтрация за 30 мин, см3

6-8

5,0

6,0

4,0

8-10

4,0

6,0

9,0

8-10

7,5

4,0

4,5

4

Толщина корки, мм

1,5

0,5

1,0

0,5

1,50

1,0

1,0

1,5

1,0

1,0

1,0

1,0

5

Коэффициент трения корки

-

0,07

0,07

0,12

-

0,17

0,07

0,14

-

0,08

0,12

0,11

6

СНС за 1 мин/10 мин, дПа

25/40

27/42

11/49

28/50

40/60

44/70

48/72

50/74

40/60

40/50

-

39/48

7

ρН

8,0

13,2

9,6

9,1

8

10,35

10,35

9,87

8

12,42

11,47

9,32

8

Твердая фаза, %

12,5

14

10

16

15

14,5

13

16

16,5

12

13

16

9

Коллоидная фаза, %

2,5

2,9

1,9

1,9

2,60

2,6

2,4

2,6

2,6

1,81

2,3

2,6

 

Как видно из приведенных результатов, при бурении промывочные жидкости имели удовлетворительные структурно-реологические и фильтрационные параметры, которые корректировались обработкой реагентом Лигноксин 10 % концентрации в количестве (2-3) % от общего объема раствора и смазывающей примесью.

В то же время, опыт применения таких систем указывает на возникновение определенных трудностей при переходах с гуматно-калиевого на соленасыщенный тип раствора (на буровых скважинах Микуличинского месторождения) и на лигносульфонатно-калиевый (на буровых скважинах Пасичнянского месторождения) перед вскрытием солесодержащих Воротищенских отложений. Так, при обработке гуматно-калиевого бурового раствора щелочным раствором лигносульфонатного реагента происходило интенсивное структурирование (повышение показателей условной вязкости, статического напряжения сдвига).

Известно, что при переводе слабоминерализованных буровых растворов на основе гуматных реагентов на минерализованные, рекомендовано проводить их интенсивное разрежение. Наличие только первой степени очистки не дает возможности осуществить уменьшение содержимого глинистой и коллоидной фаз бурового раствора. Для их эффективного регулирования необходимо использование центрифуги.

По результатам лабораторных и промышленных испытаний нами предложено осуществлять переводы раствора с одного типа на другого по следующей схеме:

- за 50 - 100 м до начала раскрытия воротищенских отложений прекратить обработку гуматно-калиевым реагентом
        Лигноксин и перейти на обработку раствором КМЦ финн-фикс НС 0,5 % концентрации или КССБ 5 % концентрации;

- уменьшить содержимое глинистой и коллоидной фазы буровых растворов путем разбавления;

- содержимое углеводной фазы привести к (10-12) % от общего объема раствора;

- показатель ρН поддерживать на уровне 9-10.

 

Таким образом, можно утверждать, что использование гуматно-калиевого бурового раствора на основе Лигноксина обеспечивает стойкость ствола буровой скважины при раскрытии менилитовых, быстрицких, вигодских, манявских и стрыйских отложений на буровых скважинах Микуличинского, Юж. Гвиздецкого и Пасичнянского месторождений.

Целесообразно рассмотреть возможность использования ГКР на месторождениях Днепровско-Донецкого НГР при раскрытии меловых, юрских, триасовых отложений.

 

вернуться к разделу статьи