Ингибирование растворов - один из путей снижения осложнений при бурении, страница 2

В настоящее время в России и других нефтедобывающих ре­гионах все большее распространение при бурении неустойчивых пород получают растворы, в которых в качестве ингибитора используется реа­гент хлористый калий.

Исследования показали, что наиболее эффективное «преобразо­вание» происходит при взаимодействии глин с растворами солей калия, катионы которого наиболее прочно (по сравнению с другими катиона­ми) удерживаются глинистыми минералами и могут считаться почти необменными, если они вошли в межпакетные пустоты в кристаллах монтмориллонита. При этом внутри кристалла глинистого минерала набухания не происходит, так как ион калия препятствует проникнове­нию воды между его элементарными пакетами.

В результате постепенного обогащения глин калием меняется минералогический состав и свойства глинистых пород, которые стано­вятся хорошо окристаллизованными гидрослюдами с малой обменной емкостью и слабой гидрофильностью [1].

Для снижения осложнений при бурении в надсолевых отложе­ниях в лаборатории промывочных жидкостей БелНИПИнефть проводи­лись работы по подбору рецептуры ингибированного раствора, которые могли бы отвечать данным требованиям.

Исследования проводились с использованием растворов на ос­нове органо-минерального сырья (ОМС). В качестве ингибитора в рас­твор вводился хлористый калий, который не оказывал отрицательного влияния на его основные параметры.

Оценка ингибирующей способности раствора, содержащего различные концентрации хлористого калия, проводилась по изменениям глиноемкости и набухаемости глинопорошков. Полученные результаты сопоставлялись с необработанным раствором. Результаты исследования приведены на рисунках 1 и 2.

0            5           10          15          20          25

Содержание бентонитовой глины, %

Рисунок 1- Влияние содержания калия на глиноемкость растворов на основе ОМС

1.6 п

0             2             4             6             8        10        12

Время набухания,мин

%KCI ® © ® ©

Рисунок 2 - Изменение коэффициента набухания глинопорошка

во времени

Как видно из представленных данных, растворы, обработанные хлористым калием, имеют значительно большую глиноемкость и более низкие значения коэффициента набухания глинопорошка, что свиде­тельствует об их ингибирующих свойствах. Ингибирующее действие этих растворов повышается с увеличением концентрации хлористого калия.

Результаты лабораторных исследований позволили рекомендо­вать ингибированный раствор на основе ОМС для промысловых испы­таний.

Испытания были проведены при бурении надсолевых отложе­ний в скважинах 273 Осташковичской и 284 Речицкой площадей.

При испытании ингибированного раствора постоянно прово­дился контроль содержания ионов калия согласно «Методике определе­ния ионов калия в фильтрате бурового раствора». Содержание ионов калия в течение всего интервала бурения изменялось от 1 до 3%, что было недостаточно для полного ингибирования глинистых пород. Как показали лабораторные исследования, причиной пониженной концен­трации калия в растворе явилось низкое содержание его в исходном реагенте, приобретенном для испытания.

Однако, несмотря на это, параметры раствора были стабильны на протяжении всего бурения надсолевого комплекса пород и не требо­валось дополнительного ввода реагентов-стабилизаторов. Наработка раствора в интервале обработки реагентом KCI отсутствовала. Анализ состояния стволов скважин показал, что коэффициенты кавернозности имели низкие значения: 1,03 в скв. 273 Осташковичской и 1,1 - в скв. 284 Речицкой.

В настоящее время в лаборатории промывочных жидкостей разрабатывается буровой раствор на основе ОМС с повышенной инги-бирующей способностью, в котором источником ионов калия является КОН (гидроокись калия), используемая для диспергирования органо-минерального сырья при его приготовлении. Планируется провести промысловое испытание этого раствора при бурении скважины 211 Ре­чицкой площади.

Таким образом, проведенные испытания ингибированного бу­рового раствора на основе ОМС при бурении надсолевых отложений на скважинах 272 Осташковичской и 284 Речицкой показали, что исполь­зование такого раствора позволит снизить осложнения при бурении в неустойчивых глинистых породах.

Список литературы

1 Новиков B.C., Долгих А.Е. Влияние гидротермальных усло­вий на характер взаимодействия катионов калия с глинистой породой // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -М.:ВНИИОЭНГ, 1996.-№ 7.-С.15-18.