СПОСОБ ОБРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В БУРЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
METHOD OF TREATING WATER-BASED PROCESS LIQUIDS USED IN DRILLING AND WELL WORKOVER

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к обработке технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен способ обработки промывочной жидкости, применяемой при бурении, хлоридом натрия с целью подавления набухания неустойчивых глинистых пород (см. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. с.33-35).
Недостатком указанного способа обработки промывочной жидкости является следующее.
Ингибирующее действие хлорида натрия проявляется при его введении в состав раствора в количестве не менее 5 мас.%, с увеличением концентрации (вплоть до 20 мас.%) эффективность ингибирования растет, но при этом увеличивается стоимость проводимых работ по бурению скважин по причине высокого расхода реагента. Кроме того, растворы с большим содержанием хлорида натрия требуют дополнительной обработки солестойкими реагентами, что ведет к возрастанию стоимости проводимых работ. Обработка промывочной жидкости большим количеством хлорида натрия приводит к ее разжижению, что, в свою очередь, требует дополнительного введения загущающих добавок, и также удорожает проведение работ по бурению скважин;
- в качестве прототипа взят способ химической обработки буровых растворов путем введения ингибитора глин, в котором в качестве реагента-ингибитора вводят кремнефториды натрия и/или калия в количестве 0,5-3,0 мас.% (а.с. СССР №1199786 от 07.04.1983 г. по кл. С09К 7/02, опубл. 23.12.1985 г., БИ №47).
Недостатком данного способа обработки бурового раствора является следующее. Известно, что наибольший вклад в ингибирование набухания глинистых минералов вносят катионы соединений, которые могут вытеснять катионы, имеющиеся в нативном глинистом минерале, тем самым ингибируя его набухание.
При обработке буровых растворов кремнефторидом натрия, последний ингибирует глинистые минералы за счет наличия в его составе ионов натрия. При этом он является малорастворимым в воде соединением, концентрация ионов натрия поддерживается на низком уровне, следовательно, эффективность ингибирования глинистых минералов будет низкой. Сравнительно высокие значения степени набухания, по сравнению с кремнефторидом натрия, полученные при обработке бурового раствора кремнефторидом калия, объясняются более высоким ингибирующим действием ионов калия, которые образуются при диссоциации данного соединения. Однако и в данном случае, по причине низкой растворимости кремнефторида калия, концентрация ионов калия поддерживается на низком уровне, следовательно, буровой раствор будет обладать недостаточными ингибирующими свойствами, следовательно, эффективность ингибирования глинистых минералов таким раствором будет низкой. Улучшение ингибирующих свойств раствора в большей степени происходит не за счет введения кремнефторидов натрия и/или калия, а за счет наличия входящих в рецептуру буровых растворов таких ингредиентов как ГПАА, КМЦ, КССБ, УЩР, хлориды магния и натрия, нефть, которые обладают высоким ингибирующим действием.
Подтверждением этому служит сравнение данных по ингибированию глинистых минералов, воспроизведенных авторами предлагаемого изобретения (см. акт испытаний, таблица 1). Кроме того, кремнефториды натрия и калия являются токсичными веществами, обладающими общетоксическим и раздражающим действием. Класс опасности данных веществ - II (опасные вещества).
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, является: повышение эффективности способа обработки за счет повышения ингибирующих свойств технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, расширение ассортимента ингибиторов глин.
Технический результат достигается с помощью известного способа обработки технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, путем введения ингибитора глин на основе галогенида натрия. В котором в качестве указанного ингибитора глин вводят препарат фурацилин, содержащий фурацилин и хлорид натрия, в количестве 0,8-4,2 мас.%.
Заявляемый способ соответствует условию «новизна».
Используют препарат фурацилин следующего состава, мас.ч.:
Фурацилин
1
Хлорид натрия
40,
(Фармакопейная статья ФС 42-2611-96. Фармакопейный гос. комитет. Министерство здравоохранения и медицинской промышленности РФ, 1996). Указанный препарат фурацилин также описан в сети Интернет на сайтах:
http://www.rlsnet.ru/tn_index_id_5396.htm;
http://www.nsk.vedun.ru/l_med_lecvo_info.php?scrmode=comp&id_lecvo=1992;
http://www.reles.ru/cat/tradefm/Tabulettae%20Furacilini%20ad%20usum%20extemum%20002%20g/5;
http://slovari.yandex.ru/~%D0%BA%D0%BD%D0%B8%D0%B3%D0%B8/%D0%A0%D0%9B%D0%A1/%D0%A4%D1%83%D1%80%D0%B0%D1%86%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%BD/.
Процессы, происходящие в системе «технологическая жидкость - глинистая порода», сопровождаются поглощением воды с выделением энергии, приводящей к разуплотнению глинистой породы (до 30-50% и более), уменьшению сопротивления разрушению (до 70%). Кроме того, если глинистые породы ограничены в объеме и объемное расширение их затруднено, то развиваются внутренние напряжения набухания, достигающие значений, превышающих сопротивляемость разрушению.
+
2
2
Глина - порода, обладающая рядом уникальных свойств, важнейшими из которых являются способность к диспергированию в водной среде и набухание в ней. При набухании глинистых минералов в воде вокруг обменных катионов образуются гидратные оболочки. Наибольшей набухающей способностью в воде обладает монтмориллонит, в котором главным обменным катионом является Na. Глина (бентонит) относится к мелкопористым сорбентам. Его структура имеет первичную и вторичную пористость. Первичная пористость обусловлена кристаллическим строением минералов, вторичные поры образованы зазорами между контактирующими частицами. При адсорбции полярных веществ решетка первичных пор расширяется, и в межпакетное пространство внедряется один или несколько слоев адсорбата - ингибитора. Удельная поверхность первичных пор достигает 420-470 м/г. Преимущественный радиус вторичных пор составляет 5-10 нм, их удельная поверхность не превышает 60 м/г. В зависимости от свойств технологических жидкостей при контакте их с неустойчивыми глинистыми породами возможно набухание последних или их дезинтеграция. Набухание происходит под действием пресного, щелочного или слабоминерализованного раствора. Более всего подвержены действию технологических жидкостей глины монтмориллонитовой группы. Набухание, происходящее в результате гидратации глинистого материала пласта, является результатом действия адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, удерживающих воду в структурированной системе. Большая часть удерживаемой глинистыми частицами воды находится в связанном состоянии. Если глинистая порода находится в виде суспензии в водном растворе и молекулы воды могут проникать между отдельными слоями ячеек, то катионы минерала свободно перемещаются и могут обмениваться с катионами, присутствующими в растворе.
В заявляемом способе обработки в качестве ингибитора глин используют ингибитор глин на основе галогенида натрия - препарат фурацилин, содержащий фурацилин и хлорид натрия, в количестве 0,8-4,2% от объема технологических жидкостей.
2
3
2
2
Известно использование солей металлов I и II групп Периодической системы - КСl, NaCl, NаSiO, CaCl, MgCl для предотвращения набухания глинистых минералов. При этом эффективное ингибирование глинистых минералов происходит при содержании в технологических жидкостях больших количеств этих солей.
Ингибирующее действие препарата фурацилин обусловлено взаимным влиянием его компонентов: фурацилина - (2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида) и хлорида натрия. Наличие в препарате фурацилин 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида способствует увеличению ингибирующих свойств обрабатываемых им технологических жидкостей. На основе выполненных лабораторных исследований авторы установили, что предлагаемый для обработки ингибитор набухания глин в заявляемом количестве является синергетической смесью двух ингредиентов, что позволило авторам установить усиление ингибирующей способности обрабатываемых им технологических жидкостей. Снижение набухания глины в растворе препарата фурацилин объясняется возникновением новых определенных по характеру связей. Образование последних происходит следующим образом. На поверхности частиц глинистого минерала имеются гидрофильные и гидрофобные центры адсорбации, на которых может происходить избирательная сорбция как недиссоциированных молекул 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида, так и ионов, на которые диссоциирует хлорид натрия. Он может сорбироваться гидрофобными группами на гидрофобных центрах адсорбента, а гидрофильными группами - на гидрофильных центрах адсорбента. Если эти участки принадлежат к различным частицам минерала, то наряду с процессами изменения физико-химических свойств минералов протекают процессы, связанные с образованием добавочных структурных связей и упрочнением грунтовой массы в целом, что выражается в уменьшении способности стабилизированного минерала к набуханию в воде.
2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамид может выступать как в качестве катиона, так и аниона за счет наличия в молекуле нитрогруппы:
За счет наличия положительного заряда на атоме азота 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамид может выступать в качестве обменного иона, вытесняя неорганические катионы из межплоскостного пространства глинистого минерала. При применении технологических жидкостей на водной основе в бурении и капитальном ремонте скважин, обработанных препаратом фурацилин, происходит модифицирование поверхности глинистой породы, которое проявляется в изменении химической природы внешней и внутренней кремнекислородной поверхности частиц, вытеснении межслоевой воды и обмене катионов щелочных и щелочноземельных металлов на молекулу 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида.
2+
3+
В результате протекания данных процессов уменьшается эффективный объем адсорбционного пространства, что выражается в резком снижении набухающей способности минерала. Молекулы 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида влияют на вторичную пористость глин, что обусловлено следующим. В молекуле 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамида содержатся -NH-кислотные центры за счет электроноакцепторной способности нитрогруппы и карбонильного кислорода, при этом возможно замещение протона на катионы Feи Fe, которые выступают в качестве кислот Льюиса, и образование координационных соединений с атомами азота в качестве лигандов. Указанные координационные соединения металлов с 2-[(5-нитро-2-фуранил)метилен]гидразинкарбоксамидом являются нерастворимыми в воде веществами, которые будут препятствовать проникновению молекул воды в межслоевое пространство глинистой породы.
Введение препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия, в технологические жидкости в количестве менее 0,8 мас.% от их объема приводит к увеличению степени набухания глин.
Введение препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия, в технологические жидкости в количестве более 4,2 мас.% нецелесообразно, так как не приводит к полному растворению препарата фурацилин, ведет к перерасходу реагента.
Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение заявляемого технического результата.
Заявляемый способ соответствует условию «изобретательского уровня».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.
Примеры (лабораторные).
В таблице 1 приведены данные величины степени набухания глин после контакта с водой (пример №1) и водным раствором препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия, с различными образцами глин.
Таблица 2. Примеры №1, 2 - свойства технологических жидкостей без обработки по предлагаемому способу.
3
Пример №3. Обрабатывают технологическую жидкость, применяемую при капитальном ремонте скважин, содержащую SEANEC TU 5 г (0,5 мас.%) и 987 мл (98,7 мас.%) воды, путем введения 8 г (0,8 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=7,5, условная вязкость Т=45 с, пластическая вязкость η=12 мПа·с, динамическое напряжение сдвига ДНС=67 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин СНС=19/19 дПа, водоотдача Ф=5,5 см/30 мин, коэффициент нелинейности n=0,4, степень набухания образца глины - 2,1.
3
Пример №4. Обрабатывают технологическую жидкость, применяемую при капитальном ремонте скважин, содержащую SEANEC TU 5 г (0,5 мас.%) и 953 мл (95,3 мас.%) воды путем ввода 42 г (4,2 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=7,5, Т=28 с, η=14 мПа·с, ДНС=69 дПа, СНС=19/19 дПа, Ф=5,5 см/30 мин, n=0,45, степень набухания образца глины - 1,2.
3
Пример №5. Обрабатывают технологическую жидкость, применяемую при капитальном ремонте скважин, содержащую SEANEC TU 5 г (0,5 мас.%) и 970 мл (97 мас.%) воды путем ввода 25 г (2,5 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=7,5, Т=50,0 с, η=10 мПа·с, ДНС=58 дПа, СНС=16/16 дПа, Ф=5,3 см/30 мин, n=0,4 степень набухания образца глины - 1,6.
3
Пример №9. Обрабатывают технологическую жидкость, применяемую в бурении скважин, содержащую 81 г (8,1 мас.%) бентонита, КССБ-2М 150 г (15 мас.%) и 761 мл (76,1 мас.%) воды путем введения 8 г (0,8 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=8,2, Т=38 с, η=16 мПа·с, ДНС=40 дПа, СНС=48,2/55,2 дПа, Ф=5,5 см/30 мин, степень набухания образца глины - 1,9.
3
Пример №10. Обрабатывают технологическую жидкость применяемую в бурении скважин, содержащую 81 г (8,1 мас.%) бентонита, КССБ-2М 150 г (15 мас.%) и 761 мл (76,1 мас.%) воды путем введения 8 г (0,8 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=8,2, Т=38 с, η=16 мПа·с, ДНС=40 дПа, СНС=48,2/55,2 дПа, Ф=5,5 см/30 мин, степень набухания образца глины - 1,6.
3
Пример №11. Обрабатывают технологическую жидкость, применяемую в бурении скважин, содержащую 81 г (8,1 мас.%) бентонита, КССБ-2М 150 г (15 мас.%) и 727 мл (72,7 мас.%) воды путем введения 42 г (4,2 мас.%) препарата фурацилин, содержащего фурацилин и хлорид натрия. Перемешивают. Определяют свойства раствора: pH=8,2, Т=36 с, η=18 мПа·с, ДНС=42 дПа, СНС=50/56 дПа, Ф=5,4 см/30 мин, степень набухания образца глины - 1,2.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень и промышленная применимость», то есть является патентоспособным.
Таблица 1
АКТ лабораторных испытаний
№ п/п
Содержание ингибитора в растворе, мас.%
Время контакта с раствором, ч
Степень набухания глинистой породы
глина бентонитовая
глина скв. 934 Северо-ставропольское месторождение интервал 740-745,6
глина скв. 7962 Песчаное интервал 3144,8-3159,0 (чокрак)
1
2
3
4
5
6
1
0
24
6,0
3,6
2,6
2
0,8
24
4,0
2,0
2,1
3
2,5
24
2,9
1,5
1,6
4
4,2
24
1,8
1,3
1,2
5
0,7
24
4,8
2,2
2,2
6
4,3
24
1,7
1,2
1,1
Аналог
Хлорид натрия 2,5 мас.%
24
4,2
2,1
2,3
Прототип
7
Кремнефторид натрия 1 мас.%
24
5,3
2,5
1,9
Таблица 2
№ п/п
Компонентный состав, мас.%
Свойства технологической жидкости
pH
условная вязкость Т, с
пластическая вязкость η, мПа·с
динамическое напряжение сдвига τ<sub>0</sub>, дПа
статическое напряжение сдвига за 1/10 мин, дПа
водоотдача Ф, см<sup>3</sup>/30 мин
коэффициент нелинейности, n
степень набухания образца бентонитовой глины
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
SEANEC TU - 0,5
7,5
56,8
7
52,7
14/14
5,8
0,4
4,0
Вода - 99,5
2
SEANEC TU - 0,5
8
26,0
12
67
19/19
5,6
0,54
3,5
Хлорид натрия - 0,5
Вода - 99,0
3
SEANEC TU - 0,5
7,5
45
12
67
19/19
5,5
0,4
2,1
Препарат фурацилин - 0,8
Вода - 98,7
4
SEANEC TU - 0,5
7,5
28
14
69
19/19
5,5
0,45
1,2
Препарат фурацилин - 4,2
Вода - 95,3
5
SEANEC TU - 0,5
7,5
50
10
58
16/16
5,3
0,4
1,6
Препарат фурацилин - 2,5
Вода - 97,0
6
SEANEC TU - 0,5
7,5
56,8
7
52,7
14/14
5,8
0,4
3,5
Препарат фурацилин - 0,7
Вода - 98,8
7
SEANEC TU - 0,5
7,5
28
14
69
19/19
5,5
0,45
1,18
Препарат фурацилин - 4,3
Вода - 95,2
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
8
Бентонит - 8,1
8,2
40
15
38
32,8/44,3
6,5
-
3,8
КССБ-5 - 15
Вода - 76,9
9
Бентонит - 8,1
8,2
38
16
40
48,2/55,2
5,5
-
1,9
КССБ-2М - 15
Препарат фурацилин - 0,8
Вода - 76,1
10
Бентонит - 8,1
8,2
38
16
40
48,2/55,2
5,5
-
1,6
КССБ-2М - 15
Препарат фурацилин - 2,5
Вода - 74,4
11
Бентонит - 8,1
8,2
36
18
42
50/56
5,4
-
1,2
КССБ-2М - 15
Препарат фурацилин - 4,2
Вода - 72,7
12
Бентонит - 8,1
8,2
38
16
40
48,2/55
5,5
-
3,0
КССБ-2М - 15
Препарат фурацилин - 0,7
Вода - 76,2
13
Бентонит - 8,1
8,2
36
18
42
52/54
5,4
-
1,2
КССБ-2М - 15
Препарат фурацилин - 4,3
Вода - 72,6
Примечание:* - гидрослюдистый монморилонит с содержанием монморилонита до 75%.** - гидрослюдистый монморилонит с содержанием монморилонита до 7%.
1. Степень набухания глин - относительное увеличение массы или объема образца глины к определенному моменту времени при данной температуре. Степень набухания глин определяют на приборе конструкции ЛГУ по разности между объемом жидкости, взятым для опыта, и объемом непоглощенной жидкости (практикум по коллоидной химии: Учебное пособие / Под. ред. М.И. Гельфмана. - Спб.: издательство «Лань», 2005. - 256 с.).
2. Реологические свойства раствора определяют на реовискозиметре «Fann-35A».
3. Водоотдачу определяют на фильтр-прессе «Baroid» при ΔР=0,1 МПа.