Создание комплексных реагентов многофункционального назначения с целью повышения эффективности буровых работ в условиях Крайнего Севера

• Автор: Любимов, Владимир Сергеевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Краснодар
• Количество страниц: 114 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
1. ВВЕДЕНИЕ

2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

2.1. Современные требования к промывочным жидкостям, в том числе специфические требования применительно к условиям бурения на Крайнем Севере
2.2. Используемые в настоящее время системы буровых растворов, их достоинства и недостатки

2.3. Методы регулирования противоприхватных и смазочных свойств буровых растворов

2.4. Мицеллярно - глинистые буровые растворы, материалы для них

2.5. Обоснование необходимости разработки новых продуктов. Поставка задач исследований

3. РОЛЬ ГИДРОФОБНЫХ ВЗАИМОДЕЙСТВИЙ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ИХ В МИЦЕЛЛЯРНЫХ СИСТЕМАХ

3.1. Исследование влияния гидрофобизации и мицеллообра-зования частично нейтрализованных жирных кислот [НЖК] на технологические свойства буровых растворов
3.2. Исследование влияния состава, строения и химической природы полиалкиленгликолей [ПАГ] на технологические свойства, обработанных ими буровых растворов
4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТОВ СОЧЕТАЮЩИХ СВОЙСТВА СМАЗОК, АНТИДИСПЕРСАНТОВ, РЕГУЛЯТОРОВ ФИЛЬТРАЦИИ И РЕОЛОГИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
4.1. Выбор состава и разработка технологии производства смазочной добавки “Глитал”
4.2. Выбор состава и разработка технологии производства комплексного реагента “Политал”
4.3. Направленный выбор композиций комплексных реагентов на основе ПАГ для буровых растворов
5. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ В ПРАКТИКУ БУРЕНИЯ РЕАГЕНТОВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
5.1. Геолого- технические условия бурения скважин в ОАО “Пурнефтегазгеология”
5.2. Промысловые испытания разработанных реагентов
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ №1
ПРИЛОЖЕНИЕ №2

ВВЕДЕНИЕ
Развитие техники и технологии бурения все рельефнее обозначает роль промывки скважины, влияние состава и свойств бурового раствора, режима промывки как на технико-экономические показатели собственно бурения, так и качественные характеристики строительства скважины, а именно: устойчивое состояние ствола, предотвращение осложнений, сохранность коллекторских свойств продуктивной зоны, обеспечение эффективности последующей крепи.
Ни одна система раствора не может обеспечить максимизацию перечисленных харакреристик в полной мере, поскольку по определению является термодинамически неравновесной системой. Тем актуальнее требования к универсализации, технологичности, модифицируемости систем растворов, простоте приготовления и управления свойствами последних с целью обеспечения нужных функций (либо устойчивости, либо сохранности коллекторов, либо транспорта шлама, либо все перечисленное вместе). Серьезные ограничения накладывают специфические условия Крайнего Севера: суровый климат, автономность месторождений, требования к минимизации временных, энергетических, людских затрат на промывку. Особенности рельефа Западной Сибири, заболоченность подавляющего большинства месторождений, существенные сложности с герметизацией земляных амбаров ( либо других хранилищ для сбора отходов бурения) жестко ограничивают возможности использования токсичных, бионеразлагаемых материалов, ибо сохраняется высокая вероятность попадания их в паводковые или подпочвенные воды с последующим загрязнением водных бассейнов.
Указанные причины, а также сложившаяся экономическая конъюнктура, обусловили использование на площадях ОАО «Пурнефтегазгеология» не традиционных для Западной Сибири мицеллярно-глинистых буровых растворов на основе легкого таллового масла и ( в качестве нейтрализующего агента) ГКЖ-10,11. Модификация таких систем низкомолекулярными гликолями позволила в широком диапазоне варьировать реологические характеристики та-

Таким образом, адсорбция ПЭГ на бентонитовой поверхности приводит к значительной гидрофобизации глинистой фазы, что, в свою очередь, эффективно улучшает целый ряд важных технологических характеристик буровых растворов, таких как водоотдача, смазывающие свойства и др.
В таблице 2 представлены характеристики 5 %-ных бентонитовых суспензий обработанных 2 %-ми реагентов на основе легкого таллового масла. Ранее [64] было показано, что введение в буровой раствор обработанный ЛТМ+ ГКЖ олигомерных ПЭГ существенно меняет его реологическую характеристику, обеспечивая последнему выраженную псевдопластичность, что автор объяснял гидрофобным взаимодействием мицеллярно-глинистых структур. Действительно, введение в систему [ ЛТМ + ГКЖ ] олигомерных ПЭГ приводит к снижению критической концентрации мицеллообразования присутствующих ПАВ. Это явление объясняется комплексообразованием ПЭГ с противоионами ( здесь 1Та+) анионных ПАВ НЖК, в результате чего образуются противоионы состава [Ме(ЕО) ], где ЕО- этиленоксидные звенья ПЭГ [9], которые отличаясь повышенной гидрофобностью, эффективно экранируют мицелляр-ную поверхность контакта с водой, снижая тем самым ККМ анионных ПАВ. Значения ЭГВ в адсорбционных слоях ПАВ для обоих составов наиболее близки к значению и для состава ЛТМ : ГКЖ= 5:1. Добавка же ПЭГ за счет снижения ККМ НЖК улучшает фильтрационные и антифрикционные свойства.
Таблица
Показатели свойств буровых растворов, обработанных _________ полигликолевыми реагентами
Состав реа- гента снс1/ю, ДПа Л пл.» мПа То, дПа По, см/ч Ф, мл НЖК, м.д. и-КГ18, Дж ККМ, % КЧ, мг (кон)/ г
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
- 0/0 5 21,3 7.2 32 -
ЛТМ: пэг= 3:1 4/8 11 43,7 6,7 24 _ 0,124 7,04 0,070 78,
ЛТМ: ПЭГ= 5:1 5/10 12,4 46,5 6,4 22 _ 0,081 7,33 0,032 92,
ЛТМ: пэг= 8:1 6/11 12,6 48,5 5,8 18 - 0,047 7,50 0,011 101,