CC BY
146
Оригинальная статья / Original article УДК: 553.98
DOI: 10.21285/2541 -9455-2017-40-3-90-98
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕАГЕНТОВ-ПЕНОГАСИТЕЛЕЙ В СОСТАВЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
© Е.В. Аверкина3, Э.В. Шакироваь, Ю.В. Фокин
^Иркутский национальный исследовательский технический университет, Российская Федерация, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
РЕЗЮМЕ. Введение. В практике бурения наклонно-направленных скважин в Восточной Сибири используются различные материалы и реагенты, обладающие противовспенивающими и пеногасящими свойствами, однако в разных средах, в которых предполагается производить пеногашение, различные вещества действуют избирательно. Об эффективности пеногасителя судят по результатам сравнения его действия с другими пеногасителями при обработке бурового раствора определенного состава. Нами были проведены сравнительные исследования по определению наиболее эффективного пеногашения и пенопредупрежде-ния реагентами пеногасителями на буровом растворе, применяемом при строительстве эксплуатационных скважин на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении. Методы. В данном исследовании применялось два метода: оценка эффективности пеногашения методом изменения плотности бурового раствора и определение эффективности пенопредупреждения. Результаты. Было выявлено, что все испытуемые пеногасители имеют разную совместимость с исходным буровым раствором. Также сделали вывод, что наилучшей смазывающей способностью обладают реагенты BauDF Antifoam и Реапен 1408. Установлено, что наиболее оптимальным пеногасителем для бурового раствора данной рецептуры является Atren Antifoam C в концентрации 1%, продемонстрировавший одни из лучших показателей как пеногашения, так и пенопредупреждения. Выявлено негативное влияние на эффективность пенопредупреждения реагента CHEM ПГ. Выводы. Применение Atren Antifoam C в концентрации 1% в составе бурового раствора позволит предотвратить его вспенивание во время приготовления и предупредить негативное влияние пены на буровое оборудование.
Ключевые слова: смазочная добавка, липкость глинистой корки, фильтрационная корка, вспениваемость глинистого раствора, буровой раствор, пеногаситель, растворимость реагента.
Формат цитирования: Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Фокин Ю.В. Исследование реагентов-пеногасителей в составе бурового раствора // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых. 2017. Т. 40. № 3. С. 90-98. DOI: 10.21285/2541-9455-2017-40-3-90-98
STUDY OF ANTI-FOAMING AGENTS IN THE COMPOSITION OF A DRILLING MUD
E.V. Averkina, E.V. Shakirova, Yu.V. Fokin
Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk 664074, Russian Federation
аАверкина Елена Владимировна, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Elena V. Averkina, Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
ьШакирова Эльвира Венеровна, кандидат политических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Elvira V. Shakirova, Candidate of Political sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
•Фокин Юрий Владимирович, студент, тел.: (3952) 405278, e-mail: [email protected] Yury V. Fokin, Student, tel.: (3952) 405278, e-mail: [email protected]
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
я, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 2541-9455 Dceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3 2541-9463
ABSTRACT. Introduction. The drilling practice of inclined directed wells in Eastern Siberia involves different materials and reagents with defoaming and foam suppressing properties. However, different substances work selectively in different media where it is supposed to suppress foam. The efficiency of an anti-foaming agent is evaluated by the comparison results of its action with other anti-foaming agents when processing a drilling mud of a certain composition. We have conducted comparative researches aimed at the determination of the most efficient foam suppression and foam prevention performed by anti-foaming agents on a drilling mud used in the construction of producing wells on the Yarakta oil-gas condensate field. Methods. Two methods are applied in this research: evaluation of foam suppression efficiency by the method of drilling mud density variation and determination of foam prevention efficiency. Results. It has been revealed that all tested anti-foaming agents have different compatibility with initial drilling mud. It has been concluded that BauDF Antifoam and Reapen 1408 reagents have the best lubricating ability. It has been determined that the most optimum anti-foaming agent for the drilling mud of this composition is Atren Antifoam C of 1% concentration which has one of the best indicators of both foam suppression and foam prevention. Conclusions. Application of Atren Antifoam C in 1% concentration as a part of the drilling mud will allow to prevent its foaming while being prepared and prevent the adverse impact of foam on drilling equipment.
Keywords: lubricating additive, clay cake stickiness, filter cake, clay mud foaming, drilling mud, anti-foaming agent, reagent solubility
For citation: Averkina E.V., Shakirova E.V., Fokin Yu.V. Study of anti-foaming agents in the composition of a drilling mud. Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences of the Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits, 2017, vol. 40, no. 3, pp. 90-98. (In Russian). DOI: 10.21285/2541-9455-2017-40-3-90-98
Введение
Нефтегазовый промысловый комплекс играет важную роль в современной национальной экономике Российской Федерации. Нефть и газ являются стратегическим сырьем, идущим не только на удовлетворение нужд отечественной индустрии, но и на экспорт.
Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной и газовой промышленности задачу повышения эффективности и улучшения качества строительства скважин. Эта задача включает в себя увеличение скоростных показателей бурения и повышение качества самих буровых работ.
Для предупреждения аварийных ситуаций и осложнений в процессе бурения скважины должное внимание всегда уделяется пеногасителям. Неуправляемое изменение плотности и реологических свойств бурового раствора приводит к обвалам стенок скважины, газонефте-проявлениям, ликвидация которых увеличивает стоимость буровых работ.
Строительство глубоких поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в сложных горно-геологических
условиях с аномальными пластовыми давлениями обусловливает необходимость эффективного управления технологическими свойствами применяемых буровых растворов [1].
В последние годы резко увеличились поставки зарубежных и российских реагентов-пеногасителей для обработки буровых растворов. Реагенты отличаются не только высоким качеством, но и тем, что они в большинстве своем являются экологически безопасными [2]. Тем не менее предлагаемые реагенты необходимо проверить на совместимость с существующей химобработкой технологических растворов, выявляя оптимальные концентрации, определиться с технологией обработки, а значит, адаптировать их для конкретных горно-геологических условий нефтегазового региона [3, 4].
Методы и результаты исследования
В учебно-исследовательской лаборатории буровых растворов и крепления скважин ИРНИТУ были проведены исследования эффективности пеногашения и пенопредупреждения реагентами-пено-гасителями на буровом растворе, применяемом при строительстве эксплуатаци-
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т.
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RAN 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3
онных скважин на Ярактинском нефтега-зоконденсатном месторождении.
С целью качественного первичного вскрытия продуктивного Ярактинского горизонта предусмотрен биополимерный хлоркалиевый буровой раствор следующего состава: калий хлористый KCl, пе-ногаситель, кальцинированная сода Na2CÜ3, полианионная целлюлоза, биополимер, смазочная добавка. Плотность полученного бурового раствора - 1,031,05 г/см3. Все реагенты вводятся медленно для исключения образования сгустков, соблюдается порядок ввода. Добавки KCl > 5% вызывают частичное вспенивание бурового раствора, поэтому необходим ввод пеногасителя.
Для тестирования были представлены следующие образцы:
- ООО «НПП Реагент»: Реапен
1408;
- ООО «Миррико»: Atren Antifoam A; Atren Antifoam B; Atren Antifoam C;
- ООО «Баулюкс»: BauDF Antifoam;
- ООО «Ойл энерджи»: No Foam;
- Компания «ХимПартнеры»: CHEM ПГ; CHEM DF.
Физико-химические свойства реа-гентов-пеногасителей представлены в табл. 1.
В соответствии с рекомендациями фирм-поставщиков реагенты-пеногаси-тели вводились в буровой раствор в трех концентрациях: 0,3; 0,5 и 1%. За основные параметры исследуемых буровых растворов принимались их плотность, реологические и смазочные свойства [5, 6].
Исследование эффективности пеногашения и пенопредупреждения проводилось двумя методами:
1. Эффективность пеногашения методом изменения плотности бурового раствора.
Данный метод основан на измерении плотности сильно вспененного бурового раствора и сравнении его с плотностью раствора с введенными в различ-
ных концентрациях реагентами-пенога-сителями.
1. Приготавливался исходный буровой раствор (без пеногасителя), который выдерживался в нормальных условиях 16-20 ч в закрытой емкости.
2. С помощью пикнометра измерялась начальная плотность бурового раствора pi.
3. Вспенивание бурового раствора проводилось на высокоскоростном миксере Hamilton Beach, с помощью которого моделировались условия перемешивания бурового раствора буровыми насосами в процессе бурения скважины. Исходный раствор объемом 400 мл помещался под миксер и перемешивался с высокой скоростью в течение 20 мин. Сразу по окончании времени сливалось 300-350 мл раствора и замерялась плотность нижней части p2.
4. Оставшийся исходный раствор перемешивался лабораторной мешалкой со скоростью 1000-1500 об./мин в течение 30 мин.
5. После перемешивания в раствор добавлялся пеногаситель в рекомендуемой концентрации.
6. Раствор с пеногасителем помещался в миксер и перемешивался с высокой скоростью в течение 20 мин. Сразу по окончании времени сливалось 300-350 мл раствора и замерялась плотность нижней части p3.
Коэффициент эффективности пе-ногашения определяется по формуле
Эф = HiiH2 • 100%.
Pi
Результаты эффективности пенога-шения по изменению плотности бурового раствора представлены на рис. 1.
На основе анализа результатов проведенных исследований можно сделать вывод о том, что все испытуемые пеногасители имеют разную совместимость с исходным буровым раствором.
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
Q2 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 2541-9455 Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3 2541-9463
Таблица 1
Физико-химические свойства реагентов-пеногасителей
Table 1
Physical and chemical properties of anti-foaming agents
Наименование характеристики / Characteristics Реагенты-пеногасители / Anti-foaming agents
Реапен 1408 / Reapen 1408 Atren Antifoam A Atren Antifoam В Atren Antifoam С BauDF Antifoam No Foam CHEM ПГ CHEM DF
Внешний вид / Appearance Опалес-цирующая жидкость темного цвета со слабым запахом / Opalescence liquid of dark color with a slight smell Прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета / Transparent liquid from colour-lesso light yellow color Вязкая жидкость от светло-желтого до серого цвета без ме-ханиче-ских примесей / Viscous liquid from light yellow to grey color without mechanical impurities Жидкость бесцветного до коричневого цвета, допускается опалес-ценция / Liquid fom colourless to brown color with permissible opalescence Прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета / Transparent liquid from colourless to light yellow color Прозрачная бесцветная жидкость / Transparent colourless liquid Жидкость от белого до мутно-желтого цвета / Liquid from white to cloudy yellow color Прозрачная жидкость от желтого до ко-ричне-вого цвета / Transparent liquid from yellow to brown color
Плотность при 120°С, г/см3 / Density at t of 20°C, g/cm3 0,83-0,87 1,00-1,01 1,00-1,01 0,95-1,05 1,03-1,09 0,82-0,84 0,87-0,89 0,88-0,90
Температура застывания / Solidification point -50°С Не замерзает при отрицательных температурах / Doesn't freeze at temperatures below zero До -45°С Не замерзает при отрицательных температурах/ Doesn't freeze at negative temperatures
Показатель эффективности пенога-шения, % / Indicator of foam suppression efficiency, % - 70 80 80 Не менее 70 / Not less than 70 - - -
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 д_
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3
Рис. 1. Гистограмма эффективности пеногашения Fig. 1. Histogram of foam suppression efficiency
Экспериментальные исследования эффективности пеногашения показывают следующее:
1. Не все испытуемые пеногасители показывают положительные результаты в составе данного бурового раствора.
2. Наблюдалось негативное влияние на эффективность пеногашения таких реагентов, как CHEM ПГ, который во всех концентрациях показал отрицательный коэффициент эффективности, и CHEM DF в концентрации 0,3%.
3. Наибольшую эффективность показали реагенты-пеногасители Atren Antifoam C в концентрации 1% и Atren Antifoam B в концентрациях 0,3 и 1%.
Пеногасящие реагенты предназначены не только для ликвидации вспенивания бурового раствора, но и для предупреждения образования пены. Многие реагенты-пеногасители проявляют в основном одно из этих свойств. Одни пено-гасители являясь эффективными разрушителями уже образовавшейся пены, добавленные во время приготовления бурового раствора, не предупреждают ее. Другие демонстрируют способность предупреждать пенообразование, но не гасят пену.
2. Определение эффективности пенопредупреждения.
Тестирование реагентов-пеногаси-телей по определению эффективности пенопредупреждения проводилось на исходном буровом растворе, в который вводился реагент сульфонол в концентрации 0,5% от объема. Сульфонол представляет собой поверхностно-активное вещество и вызывает обильное пенооб-разование в буровом растворе.
Пенопредупреждающая способность реагентов-пеногасителей определялась замером объема вспененного раствора, помещенного сразу же после перемешивания в градуированный цилиндр. После замера максимального значения велось наблюдение разрушения образовавшейся пены в течение 15 мин и фиксировались изменения столба пены, результаты наблюдений приведены в виде графика на рис. 2.
Коэффициент эффективности пе-нопредупреждения после интенсивного перемешивания определяется по формуле
ЭФП =
'макс "кон
100%,
где Нмакс - максимальная высота столба
н
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
g. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 2541-9455 Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3 2541-9463
Рис. 2. Разрушение пены во времени Fig. 2. Foam destruction in time
пены, образующаяся при вспенивании исходного раствора; Нкон - высота столба пены, образующаяся при вспенивании раствора с пеногасителем.
Результаты эффективности пено-предупреждения по изменению высоты столба пены представлены на рис. 3.
По результатам проведенных испытаний наиболее высокие показатели пе-нопредупреждющей способности имеют реагенты CHEM Df и No Foam. Наблюдалось и негативное влияние на эффективность пенопредупреждения реагента CHEM ПГ: при добавлении реагента в
раствор возникало сильное и достаточно устойчивое вспенивание, причем по истечении времени вспенивание практически не разрушалось.
Реологические и структурно-механические свойства при введении данных реагентов в буровой раствор незначительно влияют на показатели, но в большей степени влияют на коэффициент трения. Результаты, представленные в табл. 2, показывают, что все исследуемые пеногасители уменьшают коэффициент трения, наилучшие показатели выделены в таблице курсивом.
Рис. 3. Гистограмма эффективности пенопредупреждения Fig. 3. Histogram of foam prevention efficiency
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3
Таблица 2
Влияние реагентов-пеногасителей на коэффициент трения
Table 2
Defoaming agent-reagent effect on friction coefficient
Наименование пеногасителя / Anti-foaming agent Коэффициент трения при концентрации пеногасителя / Friction coefficient at anti-foaming agent concentration
0,3% 0,5% 1,0%
Исходный буровой раствор / Base drilling mud 0,236
Реапен 1408 / Reapen 1408 0,115 0,154 0,134
Atren Antifoam A 0,171 0,179 0,167
Atren Antifoam B 0,182 0,154 0,152
Atren Antifoam C 0,217 0,192 0,178
BauDF Antifoam 0,149 0,135 0,201
No Foam 0,174 0,177 0,174
CHEM ПГ 0,175 0,182 0,173
CHEM DF 0,153 0,203 0,172
Заключение
На основании полученных результатов можно сделать следующие выводы и вынести такие предложения.
Наилучшей смазывающей способностью обладают реагенты BauDF Antifoam и Реапен 1408.
Производителям реагентов СНЕМ ПГ необходимо доработать данный пено-гаситель, так как в обоих методах он показал отрицательные значения.
Представленный образец Atren Antifoam C в концентрации 1% является оптимальным пеногасителем для бурового раствора данной рецептуры, продемонстрировавшим лучшие показатели как пеногашения, так и пенопредупре-ждения. Применение этого реагента в
составе бурового раствора позволит предотвратить его вспенивание во время приготовления и предупредить негативное влияние пены на буровое оборудование: обильное пенообразование приводит к снижению плотности бурового раствора и, соответственно, снижению противодавления на пласт, а это может вызвать нефтегазоводопроявления вплоть до выбросов и фонтанов.
Для того чтобы окончательно принять решение о возможности применения исследуемых пеногасителей в составе бурового раствора, необходимо провести их промышленное испытание при бурении скважин на Ярактинском нефтегазо-конденсатном месторождении.
Библиографический список
1. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / пер. с англ. М.: Недра, 1985. 509 с.
2. Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Аса-бина Ю.М. [и др.]. Методы оценки эффективности пеногасителей для буровых растворов // Бурение и нефть. 2013. № 4. С. 38-41.
3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. 663 с.
4. Яковлев А.А., Турицына М.В., Кузнецов А.С. Исследование влияния различных реагентов на разрушение пен и предупреждение пенообразования у буровых растворов // Вестник Пермского национального исследовательского
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
я, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 2541-9455 Dceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3 2541-9463
политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2015. № 15. С. 48-55.
5. Ламбин А.И., Иванишин В.М., Си-раев Р.У., Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Коротков А.В. Исследование влияния состава эмульсионных буровых растворов на их показатели // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геоло-
гия, поиски и разведка рудных месторождений. 2015. № 4 (53). С. 58-66.
6. Шакирова Э.В., Аверкина Е.В., Сабиров Т.Р. Влияние добавок на характеристики бурового раствора, применяемого при бурении скважин в Восточной Сибири // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской" академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2016. № 3 (56). С. 86-94.
References
1. Grei Dzh.R., Darli G.S.G. Sostav i svoistva burovykh agentov (promyvochnykh zhidkostei) [Composition and properties of drilling agents (flushing liquids)]. Moscow: Nedra Publ., 1985, 509 p.
2. Ishbaev G.G., Dil'miev M.R., Asabina Yu.M. Efficiency assessment methods of foam breakers for drilling muds. Burenie i neft' [Drilling and oil], 2013, no. 4, рр. 38-41.
3. Ryazanov Ya.A. Entsiklopediya po burovym rastvoram [The encyclopedia of drilling muds]. Orenburg: Letopis', 2005, 663 р.
4. Yakovlev A.A., Turitsyna M.V., Kuz-netsov A.S. Research into effects of certain reagents on foam destruction and prevention of foam-formation in drill fluids. Vestnik Permskogo natsional"nogo issle-dovatel"skogo politekhnicheskogo universi-teta. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo [Bulletin of Perm national research polytechnic university. Geology. Oil & gas engineering & mining], 2015, no. 15, рр. 48-55. (In Russian).
5. Lambin A.I., Ivanishin V.M., Siraev
Критерии авторства
Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Фокин Ю.В. провели исследование реагентов-пеногасителей в составе бурового раствора, обобщили результаты и написали рукопись. Аверкина Е.В. несет ответственность за плагиат.
R.U., Averkina E.V., Shakirova E.V., Korot-kov A.V. Study of the effect of emulsion drilling muds composition on their indicators. Izvestiya Sibirskogo otdeleniya Sektsii nauk o Zemle Rossiiskoi akademii estestvennykh nauk. Geologiya, poiski i razvedka rudnykh mestorozhdenii [Proceedings of Siberian Department of the Section of Earth Sciences Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Prospecting and Exploration of Ore Deposits], 2015, no. 4 (53), pp. 58-66. (In Russian).
6. Shakirova E.V., Averkina E.V., Sabirov T.R. The effect of lubricating additives on characteristics of the mud used in well-drilling in Eastern Siberia. Izvestiya Sibirskogo otdeleniya Sektsii nauk o Zemle Rossiiskoi akademii estestvennykh nauk. Geologiya, poiski i razvedka rudnykh mestorozhdenii [Proceedings of Siberian Department of the Section of Earth Sciences Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Prospecting and Exploration of Ore Deposits], 2016, no. 3 (56), pp. 86-94. (In Russian).
Authorship criteria
Averkina E.V., Shakirova E.V., Fokin Yu.V. have stidied defoaming agents as a part of a drilling mud fluid, have summarized the results and have written the manuscript. Averkina E.V. bears the responsibility for plagiarism.
ISSN print Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН.
2541-9455 Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3
ISSN online Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. 2541-9463 Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3
Конфликт интересов Conflict of interests
Авторы заявляют об отсутствии кон- The authors declare that there is no con-фликта интересов. flict of interests regarding the publication of
this article.
Статья поступила 21.06.2017 г. The article was received 21 June 2017
Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. ISSN print
я, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых Т. 40, № 3 2541-9455 Dceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences RANS. ISSN online Geology, Exploration and Development of Mineral Deposits Vol. 40, No. 3 2541-9463
