Диссертация (1172970), страница 15
Текст из файла (страница 15)
ед.0,750,82Таблица 3.14 – Параметры проникновения фильтрата бурового раствора сдобавлением ПМССуммарная затухающаядинамическая фильтрация, смНезатухающая динамическаяфильтрация, см/с9,838 E-21,367 E-5Незатухающаястатическая фильтрация,см/с1,760 E-5В результате проведения исследований влияния буровых растворов икислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства продуктивногопласта.Проанализировав полученные результаты значений зон проникновенияфильтратов буровых растворов, можно сделать заключение что испытанныебуровые растворы имеют довольно низкую глубину проникновения в пласт, чтоположительно скажется при перфорации и последующем освоении скважин.Из полученных результатов следует заключение, что биополимерныйбуровой раствор с добавлением синтезированного образца (ПСМ) оказывает болеещадящее воздействие на ФЕС (более 20 %) при вскрытии испытанныхмоделированных пластов и может рекомендоваться к применению.843.3 Сравнительные исследования разработанных реагентов3.3.1 Исследование ингибирующих свойствПроведены сравнительные исследования динамики набухания глинопорошкав растворе ПСД и растворах органических и неорганических ингибиторов, которыешироко применяются при бурении нефтяных и газовых скважин (таблица 3.15), аименно:– ATREN PG (ТУ 2458-007-57258729-2004) – органический ингибитор наоснове композиции гликолей;– ATRENSL(ТУ2458-009-63121839-2010)–натриеваясольсульфированного битума для предотвращения диспергирования и набухания глинсланцев.– Soltex – сульфанат натрия нефтяного битума или калиевая сольсульфированного битума сокращает крутящий момент, улучшает смазывающиесвойства и укрепляет жесткость глинистой корки.
Концентрационный диапазонприменения продуктов на основе сульфированного битума составляет от 15,0 мас.% до 35,0 мас. % к объему бурового раствора;– органический ингибитор ХБН (ТУ 2458-011-79972578-04) – смесьрастительных и минеральных масел, фосфолипидов, гликолей и различныхингредиентов;– Flosil и Flosil Extra;– хлорид калия;– БСР (борсиликатный реагент);– Кольмасил (ТУ 2458-001-74754370-2010);– БураСил (ТУ 2458-053-20672718-2011);– Монасил Na и К для бурения в условиях неустойчивых глинистых пород;– Силикор-К (ТУ 2458-017-35944370-2009);– Полисил.Исследования по ингибированию глины, проведены при температуре 80 0С вдинамическомрежименатестереисследований,представленныевпродольноготаблице853.15,набухания.Результатысвидетельствуют,чтосинтезированные продукты обладают высоким ингибирующим эффектом, неуступая известным фирменным продуктам: Flosil, Flosil Extra и Кольмасил.
Всеостальные продукты проявляют значительно меньший ингибирующий эффект.Кроме того, раствор ПСД быстрее стабилизирует систему и обладает наилучшейсланце-стабилизирующей способностью. С начала контакта с таким растворомскорость набухания глинопорошка резко падает, а процесс набухания быстроостанавливается примерно за 250 мин., свидетельствуя об очень сбалансированномвзаимодействии, обеспечивающем идеальные условия для стабильности стволаскважины.Учитывая, что синтезированные ингибиторы набухания не уступают поэффективности известным реагентам Flosil или Кольмасил, то рабочиеконцентрации их использования можно рекомендовать такие же, т.е.
0,252,50 масс. % в зависимости от условий бурения.Планируемаясебестоимостьсульфированноготалловогопека–78 000 рублей/т. Его зарубежные аналоги (сульфированный битум Soltex компанииShevronиAsphasol264 000 рублей/т.компанииТакимMiобразом,имеютстоимостьпримерносульфированныйталловыйпекSwaco)присопоставимом качестве дешевле зарубежных аналогов и может быть использованкак импортозамещающий реагент.86Таблица 3.15 – Набухания богандинского глинопорошка при 80°С в водных растворах с различными ингибирующимидобавками, применяемыми при бурении нефтяных и газовых скважинДистиллированнаяводаFlosil,3 масс.
% растворFlosil Extra,3 масс. % растворБСР,3 масс. % растворКольмасил,3 масс. % растворБураСил,3 масс. % растворМонасил Na,3 масс. % растворМонасил К,3 масс. % растворСиликор-К,3 масс. % растворAtren SL ,3 масс. % растворAtren PG,3 масс. % растворПолисил,3 масс. % растворИнгибитор ХБН,10 масс. % растворХлорид калия,10 масс.
% растворПСД,3 масс. % раствор87время набухания,минНабухание образца глинопорошка, об. %01510152025306012018024030036042003,6612,9619,5525,2630,5535,2238,9750,3757,3165,0167,5668,4168,6568,7600,052,282,184,755,696,808,0013,4721,4925,4929,1731,4232,9933,7200,051,141,692,343,084,065,0210,3119,4323,0625,4327,8229,7231,0902,369,4415,3019,7423,7927,0430,3241,2051,7157,5159,3660,9361,8462,3202,457,2210,4512,9714,9716,5718,1825,6330,7333,1334,4536,2237,9939,4305,898,5611,0912,9314,8116,8825,7140,9950,2153,8855,3555,8556,0156,0305,4317,6627,6635,1439,9642,8845,0751,9758,9761,3061,7062,0463,4663,6801,709,6016,2221,9727,6932,4036,6749,3454,0355,1155,6055,9156,1356,4501,636,339,4712,1414,4116,3618,0126,3939,7347,3149,9050,9951,7252,2002,4610,0616,3821,4225,7429,7433,8946,8257,9162,0262,5562,7262,8862,8703,6911,8218,7225,1731,1636,4140,1648,1354,1058,4159,8960,0160,1960,22001,913,424,485,616,467,4912,4723,2029,3535,1338,5741,1743,2301,255,277,7710,4112,9615,3818,2636,4154,5659,2759,5059,6959,6659,6705,4415,3723,2328,3831,3233,3235,0841,0349,2651,1051,0951,0851,1551,1501,004,247,109,9212,7115,7418,2429,4537,5237,7537,7537,7537,7537,753.3.2 Механизм ингибирующего действия реагентов на основе талловогопекаУсловно можно выделить два типа ингибирования разупрочнения глинистыхпород: «жесткое» и «мягкое» [20], каждый из которых имеет свои достоинства инедостатки.«Жесткое» ингибирование – процесс, направленный на модификациюповерхности глинистых частиц и модификацию водной фазы за счет вводаминеральных добавок, или частичное изменение природы обменного комплексаглин.При этом физико-химически изменяются не только глинистые породы встенке скважины, но и основной структурообразователь глинистых растворов –бентонитовая глина.
Оно осуществляется за счет ввода в водную фазу растворасолей металлов или комплекса органоминеральных добавок. Термином «жесткое»подчеркивается влияние вводимых ингибирующих добавок не только на глинистыепороды разреза, но и реагенты и материалы бурового раствора, что требуетспециальных мер защиты раствора или дополнительной обработки раствораразличными реагентами.«Жесткие» ингибиторы применимы в различных условиях и могутобеспечить широкое варьирование как величин осмотического давления длякомпенсации избыточного порового, так и модифицировать поверхность глин,предупреждая поверхностную гидратацию и диспергирование глин.
Однако ихприменение требует специальной химической обработки бурового раствора изащитыглинистогоструктурообразователяотнегативноговоздействияингибитора. К тому же большинство «жестких» ингибиторов снижают пределтемпературной устойчивости как отдельных компонентов раствора, так и всейсистемы в целом.«Мягкое» ингибирование связано с модификацией водной фазы буровогораствора за счет ввода органических продуктов, при котором не происходитзначительного изменения физико-химических свойств глинистой фазы раствораили это влияние мало ощутимо.
Это направление связано с уменьшением88концентрации свободной воды в буровом растворе, способной участвовать вгидратации поверхности глинистых частиц. К такому же типу относится икапсулированиеглинполимерами.Важнойхарактеристикой«мягкого»ингибирования является слабое изменение технологических параметров буровогораствора при вводе ингибирующей добавки.«Мягкие» ингибиторы обеспечивают легкую управляемость буровогораствора и работоспособны в равной степени как в глинистых, так и в безглинистыхсистемах. Однако они не предотвращают осмотического влагопереноса и вусловиях глинистых пород с высокой минерализацией поровой воды (в основномпородыбольшогогеологическоговозраста)необеспечатнеобходимойпродолжительности устойчивости горной породы.
Они так же малоприменимы впородах с нарушенной структурой или глинистых сланцах, в которых обычнопредставлен вторичный монтмориллонит.С целью идентификации механизма ингибирующего действия выполненаИК-спектрометрия исходных компонентов и полученных реагентов на К-Фурьеспектрометре в диапазоне средней ИК-области от 500 до 4 000 см-1 (рисунок 3.10,рисунок 3.11). Расшифровка ИК-спектров производилась по методике [82].Колебательные спектры органических соединений обычно имеют сложнуюструктуру и содержат большое число полос разной формы и интенсивности.Экспериментально установлено, что наличие тех или иных полос в определеннойобласти спектра свидетельствует о наличии в молекуле соответствующих имфункциональных групп.
Однако ни одна группа не является в полной мереизолированной от колебаний остальной части молекулы. Это приводит кнекоторым изменениям частоты и интенсивности полос, зависящим отхимического окружения функциональной группы.Подробная расшифровка ИК-спектров приведенных на рисунке 3.10 непроводилась, поскольку химические составы каждого из рассмотренных продуктовдостаточно хорошо изучены.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
