Смазывающие свойства нефтеэмульсионных растворов не могут быть отнесены ко всей системе растворов в целом, ни даже к вторичным фрагментам, образовавшимся в растворах по мере эмульгирования нефти. Эти свойства определяются только индивидуальными свойствами определенных компонентов нефти.
Зарубежные авторы, описывая смазочные масла, сообщают о том, что из них не выделено индивидуального вещества, но на основании физических (спектральных) и химических исследований отдельных фракций они пришли к следующему заключению: 18–26 % составляют насыщенные углеводороды с нормальной и возможно, разветвленной цепью, 43–51 % — алкилированные нафтены с одним, двумя и тремя кольцами, 23 % — алкилированные нафтеново-ароматические углеводороды, имеющие два, три или четыре кольца и 8 % — «асфальтовые» вещества, вероятно, представляющие собой в основном ароматические соединения. Кроме ароматических углеводородов асфальтены содержат также азот, серу и кислород.
Казалось бы, эта конкретная рецептура упрощает выбор нефти и создание многофункционального состава, так как все это — компоненты высокомолекулярных фракций нефти, доступного и недорогого продукта.
Однако, авторы в ряде работ сообщают о том, что в буровых растворах, содержащих СМАД, сульфонол и нефть происходит гидрофобная флокуляция, приводящая, в конечном итоге к прихвату бурильного инструмента. Наши исследования подтверждают это.
Таким образом, потенциальная опасность гидрофобной флокуляции барита и ухудшение реологии растворов накладывают запрет на применение нефтей с большим содержанием смол и асфальтенов. Этот запрет объясняет необходимость применения нефтей со слабыми смазывающими свойствами, но безопасными в ином отношении.
Используя накопленный научно-технический материал по приготовлению бурового раствора для строительства скважины с горизонтально расположенным участком ствола в продуктивном пласте можно было бы смоделировать раствор с оптимальными свойствами, однако, ряд негативных факторов (часть из них приведена ниже) поставил под сомнение эту возможность и, исходя из этого, обусловлена необходимость создания нового типа растворов и реагентов для регулирования их свойств.
Выше было сказано о том, что разбуриваемые разрезы содержат заглинизованные интервалы, в которых содержание глины достигает иногда 100 %. Это так называемые отложения «черных» глин Апшеронского яруса. Именно в большей степени предопределяют осложнения в процессе бурения. Впрочем, хотя и в меньшей степени, такие же осложнения возникают по глубине вскрываемого разреза.
Эти осложнения обусловлены способностью глинистых пород к спонтанному набуханию и диспергированию в массе растворе.
Осложнения выражаются в виде ухудшения параметров буровых растворов, сужениях ствола, проработок пробуренных интервалов, затяжках и посадках, а порой и прихватах бурильного инструмента. Вся совокупность осложнений проявляется, в основном, при вскрытии и разбуривании отложений монтмориллонитовых глин и проявляется в той или иной степени, чем больше коллоидальность глин и мощность их отложений.
В качестве профилактического средства в этих условиях используются ингибированные системы буровых растворов.
Вначале это были кальциевые соединения, по названию которых получили название и растворы: известковые, гипсовые, хлоркальциевые. Однако при определенных условиях и эти растворы оказались неэффективными. Тогда появились хлорнатриевые, хлоркалиевые и аммонийные растворы. Но, как и в случае с кальциевыми системами, наряду с положительными результатами имели место и отрицательные. К этому времени накопился достаточный объем знаний, чтобы понять простую истину — природа разбуриваемых отложений многообразна и попытки решить все проблемы единым, даже весьма эффективным ингибитором, обречены на неудачу. Эти проблемы стали решать комплексно, опираясь при этом на минералогию и геохимию пород разбуриваемого разреза. Так и появились, начиная, например с 70-х годов, композиционные ингибиторы и, соответственно, новые типы растворов: гипсо-известковые, известково-калиевые, гипсо-калиевые. Все это катионные формы ингибирования. Наряду с ними получили право и направления анионного ингибирования. Это были сульфатные растворы, засоленные поваренной солью, силикатные и малосиликатные и, наконец, алюминатные, но и в этом случае проблема универсального ингибитора решения не имела. И тогда появились ингибированные растворы третьего поколения, которые по характеру своего воздействия получили название комплексного ингибирования. Это, прежде всего, алюминатные глинистые растворы, алюмокалиевые, алюмоаммиачные, хромокалиевые и растворы серии АЛКАР — алюмок. Однако, известные ингибиторы нейтрализуют, как правило, лишь один из двух лиофильных участков мозаичной поверхности глинистых частичек — либо расположенные по плоскостям отрицательно заряженные участки, либо положительно заряженные, расположенные и на гранях и изломах. Поскольку глины дифильны и жестко амфотерны, одностороннее ингибирование будет гораздо менее эффективно, чем многостороннее.
Первое место в ряду комплексно-ингибированных систем с участием алюминат-иона по праву принадлежит созданному во ВНИИГАЗе АЛГР-алюминатному глинистому раствору. Его авторы — Жуховицкий С. Ю. и В. А. Беликов и др. — разработали теоретические основы и практические рекомендации по применению АЛГР. Работая с метаалюминатами в качестве ингибиторов и сульфит-спиртовой бардой (ССБ) и техническим животным жиром в дизельном топливе в качестве пеногасителя, они показали, что этот тип раствора не только хорошо сочетается с ингибиторами кальциевой основы (известью, гипсом и хлоридом кальция), но и с поваренной солью, при ее концентрации до 25 %. Эти растворы обладают повышенной глиноемкостью (до 680–700 г/л для малоколлоидной глины и до 350–400 г/л высококоллоидной) и хорошо утяжеляются мелом до удельного веса 1,55–1,65 /см 3 и баритом до 2,20 г/см 3 . По тем временам подобная величина удельного веса баритизированного раствора могла считаться рекордной.
Исходя из того, что авторы использовали в качестве стабилизатора кальциевую барду и метаалюминат натрия и, предположив, что между ними должна существовать обменная реакция, они вышли на метаалюминат кальция по схеме:
2Na AlO 2 + CaR → CA (AlO 2 ) 2 + Na 2 R
где R — лигносульфонатный анион. Строго говоря, это не совсем так, хотя схематично и верно.
Далее, по аналогии с существовавшими представлениями о механизме гидратации гипсо-глиноземистого цемента, они предположили, что монокальциевый гомолог утрачивает часть гидратносвязанной воды и превращается в 2-х и 3-х — кальциевые гидроалюминаты, параллельно с которыми образуются и гель глинозема. В обобщенном виде логика их исследований сводится к простой ступенчатой схеме:
2 NaAlO 2 + CaR + lOH 2 O → Ca 2 O 3 x Al 2 O 3 x IOH 2 O + Na 2 R
→ 2CaO x Al 2 O 3 x 8H 2 O + Al 2 O 3
→ 3CaO x Al 2 O 3 x 6H 2 O + Al 2 O 3
Все соединения в момент образования весьма активны и могут взаимодействовать с глинистыми минералами по боковым (разорванным) связям.
С течением времени авторы приходят к убеждению, что использование в качестве ингибитора водного раствора натрий-алюмината сопряжено с рядом трудностей, обусловленных низким качеством продукта, ограниченным сырьевой водой и нестабильностью свойств растворов и переходят к использованию алюминатных цементов.
Из вышеприведенного обзора видно, что основные тенденции в развитии буровых растворов сосредоточены на подавление лиофильности глинистых минералов, повышении устойчивости приствольной зоны скважины и снижении расхода химреагентов на обработку растворов и барита на доутяжеление их. Эта односторонняя тенденция в развитии буровых растворов и предопределила запрет на применение любого из этих растворов в процессе строительства скважины с горизонтальным расположением ствола в продуктивном пласте.
Дело в том, что по результатам лабораторных, стендовых и промысловых экспериментов было установлено, что вода и водные растворы резко, в худшую сторону влияют на коллекторские свойства продуктивных пластов. В частности, сообщается о том, что после обработки искусственных образцов песчаников растворами с внешней УВ — фазой или пенными системами начальная нефтепроницаемость практически не изменилась, а вот после обработки глинистым раствором, она уменьшилась в 1,5–2 раза, а коэффициент продуктивности в 2–3 раза.
Таким образом, одной из первоочередных задач, от решения которой во многом зависело успешное строительство скважины, была проблема создания и промышленной проверки бурового раствора, обладающего всей совокупностью положительных свойств известных типов буровых растворов. И, кроме того, обладающего улучшенными смазывающими свойствами, отлагающего в зоне фильтрации тонкую эластичную корку с минимальным коэффициентом липкости, оказывающим упрочняющее действие в зоне проникновения фильтрата и, наконец, сохраняющего коллекторские свойства продуктивного пласта на том же уровне, что и растворы на нефтяной основе.
Задача осложнялась еще и тем, что в этой скважине должен использоваться раствор, исключающий брак в общем процессе строительства скважины, а это значит не просто создание раствора, а еще и его тщательная проверка по всем показателям, и не только в стендовых, но и промысловых условиях.
Литература:
- Х. Гулатаров, Деряев А. Р. Еседулаев Р.Э Особенности технологии бурения горизонтальных скважин способом электробурения. Наука, Ашгабат 2017, Стр 248–267.
