OBM (Oil Based Muds). Растворы на углеводородной основе (РУО) для бурения скважин презентация

Общие положения
Основное отличие РУО от растворов на водной основе – неполярная дисперсионная среда.
Главные преимущества:
полная инертность по отношению к активным глинистым породам, солям, сероводороду и т.п.
высочайшая стабильность свойств, в т.ч. при длительном хранении
отсутствие коррозии
низкий коэффициент трения
исключительно высокая термостабильность
Основные недостатки:
токсичность
пожаровзрывоопасность
сложность цементирования
плотность и вязкость существенно зависят от давления и температуры

История создания
Начало XX века – первые прямые эмульсии (нефть в воде, 10-20%). Мало чем отличались от обычных растворов на водной основе.
20-е годы XX века – попытки использовать для бурения сырую нефть (пока еще не эмульсии).
40-е годы XX века – начало разработок и использования обратных эмульсий на основе сырой нефти и/или дизтоплива.
60-80-е годы – пик популярности различных инвертных эмульсий.
80-90-е годы – использование в качестве углеводородной основы низкотоксичных минеральных масел (EMO, LTMO).
Конец XX века – пик популярности растворов на синтетической основе (линейные альфа-олефины - LAO, внутренние олефины - IO, эстеры - esters, линейные парафины - LP.

Что такое РУО?
Трехфазные гетерогенные коллоидные системы, состоящие из:
Дисперсионной среды – углеводородной жидкости
Дисперсной фазы:
капелек воды коллоидного размера
твердых частиц (органофильная глина, барит, карбонат кальция, гильсонит и т.п.)

Область применения
Массивные отложения мягких, легко набухающих, гидратирующих и диспергирующихся глин (в т.ч. gumbo).
Массивные соляные отложения, в т.ч. карналлит, бишофит и т.п., особенно перемежающиеся с глинистыми пропластками, ангидритом и т.д.
Горячие глубокие скважины, в т.ч. с высоким содержанием сероводорода.
Скважины с большими отходами (смещение забоя по горизонтали больше глубины скважины).
Пакерные жидкости.
Растворы для глушения скважин.

Область применения
Образец глинистого шлама из ствола диаметром 406 мм.

РУО компании «Эм-Ай»
На «нефтяной» основе (продукты переработки нефти):
Versa-Dril / Versa-Pro на основе дизельного топлива
Versa-Clean / Versa-Pro на основе низковязких минеральных масел
На синтетической основе
Nova-Dril на основе PAO (полиальфаолефинов)
Nova-Plus на основе IO (внутренних/изомерических олефинов)
Nova-Tech на основе LAO (линейных альфа-олефинов)
Eco-Green на основе эстеров
ParaLand на основе LP (линейных парафинов)
Nova-Pro
Неэмульсионные РУО
VersaCore
TruCore
VersaPac (не содержит твердой фазы)
Специальные РУО
Faze-Pro
SigmaDril

Состав РУО
Эмульгаторы
ПАВ, снижающие поверхностное натяжение на границе раздела вода/нефть
Обычно – жирные кислоты, спирты, полимеры и т.п.
Могут быть анионными, катионными и неионогенными
Имеют гидрофильную «голову» и гидрофобный (липофильный) «хвост»
Используются либо «в чистом виде» (VersaCoat), либо образуются в растворе в процессе реакции эфиров жирных кислот с известью (омыления) – VersaMul.
Основное назначение – предотвращение коалесценции капелек воды и стабилизация эмульсии
Должны всегда находится в растворе в избытке

ПАВ – поверхностно-активные вещества
КАПЛЯ
ВОДЫ
НЕФТЬ
ЭМУЛЬГАТОРЫ
НЕФТЬ

ПАВ – поверхностно-активные вещества
КАПЛЯ
ВОДЫ
КАПЛЯ
ВОДЫ
НЕДОСТАТОЧНАЯ
КОНЦЕНТРАЦИЯ ЭМУЛЬГАТОРА
СРАЩЕНИЕ
КАПЕЛЬ
РАЗДЕЛЕНИЕ ФАЗ
Наихудший
Cлучай

Состав РУО
Смачивающие добавки
ПАВ, снижающие поверхностное натяжение на границе раздела нефть/твердая фаза
Назначение – гидрофобизация барита, карбоната кальция, выбуренного шлама, бурового инструмента
Стабилизируют раствор в случае притока пластовой воды
Типичные реагенты – VersaWet, VersaSWA

ПАВ – поверхностно-активные вещества
Поверхность твердого вещества
НЕФТЕСМАЧИВАЮЩИЙ АГЕНТ
- разработан для твердых веществ
углеводород
Пленка ПАВ
Адсорбция ПАВ

Механиз смачивания
Угол смачивания нефтью маленький
Вода
Нефть
ТВЕРДОЕ ТЕЛО
“СМАЧИВАЕМОЕ ВОДОЙ”

Угол смачивания нефтью увеличивается
Вода
Нефть
ТВЕРДОЕ ТЕЛО
“ СМАЧИВАЕМОЕ НЕФТЬЮ”
Механиз смачивания

Состав РУО
Известь
гашеная – гидроксид кальция Ca(OH)2
негашеная – оксид кальция CaO (осторожно – опасный в обращении реагент, гигроскопичен, экзотермическая реакция с водой)
Один из ключевых компонентов практически всех РУО
Образование кальциевых мыл
Щелочность
Нейтрализация кислых газов (H2S и CO2)
Всегда должна находиться в избытке

Состав РУО
Загустители
Органофильная глина – VG-69, VG-Plus, VersaGel
необходимо наличие полярной жидкости (воды)
степень загущения тем выше, чем больше содержание в эмульсии воды
медленно набухают при низких температурах
Нефтерастворимые полимеры – Versa-HTP, VersaMod
Понизители фильтрации
VersaTrol, VersaLig, EcoTrol
нерастворимы в водной и углеводородной фазах
Утяжелители
Барит, гематит
Кольматанты
карбонат кальция

Дисперсная фаза РУО
Водный раствор соли
Хлорид кальция (предпочтительно)
концентрация – 25-35%, активность – 0.6-0.75
Хлорид натрия
концентрация – 20-25%, активность – 0.75-0.9
Цель – снижение активности водной фазы, стабилизация раствора, усиление ингибирующих свойств, бурение соляных толщ
Для большинства применений, ненасыщенный раствор дает несколько лучшие результаты
Вода должна быть тщательно диспергирована в углеводородной основе

Водонефтяное отношение
Водонефтяное отношение (oil/water ratio – OWR) – один из ключевых параметров РУО.
Водонефтяное отношение определяет реологические и фильтрационные свойства РУО, стабильность и поведение раствора в скважине.
Типовые показатели OWR – от 70:30 до 90:10. Для ослабленных (relaxed) эмульсий рекомендуется использовать более высокие отношения (75:25 или выше). Для плотных (tight) эмульсий допустимо снижение до 60:40.
Чем больше плотность – тем выше должно быть водонефтяное отношение. Для плотностей более 2000 кг/м3 рекомендуется только 90:10.
Чем выше водонефтяное отношение – тем выше концентрация извести, эмульгаторов и понизителей фильтрации и ниже содержание органофильной глины.

Приготовление РУО
Порядок ввода реагентов
Углеводородная основа
Загустители (VG-69, VG-Plus)
Эмульгаторы (VersaMul, VersaCoat)
Известь
Водная фаза (раствор хлорида кальция)
Смачивающее ПАВ (VersaMul, VersaWet, VersaSWA)
Реагенты контроля за водоотдачей (VersaTrol)
Утяжелитель (барит)
Кольматанты (карбонат кальция)
Тщательное диспергирование
Время на приготовление – не менее суток
Желательно подогреть до +50°С или более
Перед началом бурения – несколько циклов циркуляции

Контроль параметров
Стандартные API исследования плюс:
HTHP при 35 атм. и температуре +150°С или забойной (по требованию заказчика)
Электростабильность при +65°С
Активность водной фазы
Специфика:
Реология измеряется при +65°С
При нагревании пробы вискозиметр должен работать со скоростью 300 об/мин
После завершения реологических испытаний, проверьте нет ли в нагревательной чашке осадков в виде барита
Щелочность
Содержание извести
Содержание хлорид-ионов
Для титрования требуется разрушение эмульсии (используется смесь ксилена и изопропилового спирта)

HTHP Fluid Loss
HTHP регистрируется как (2) х (объем фильтрата в куб.см за 30 минут)
При отсутствии дополнительных инструкций, испытания проводить при +150oC
Стандартный перепад давления – 35 атм.
Фильтрат стандартной (плотной) эмульсии не должен содержать воды
Фильтрат свежеприготовленного раствора может содержать небольшое количество воды
Проследить, не осаждается ли барит – всегда проверяйте внешний вид и качество фильтрационной корки

Электростабильность
Напряжение пробоя эмульсии, измеряемое специальным прибором с пробником с калиброванным зазором
Электростабильность является относительной величиной
Электростабильность зависит от «прочности» эмульсии, процентного содержания воды, размера капель воды, температуры и т.п...
Электростабильность новых (свежеприготовленных) растворов будет низкой пока раствор не пройдет несколько циклов циркуляции через долото.
Электростабильность следует замерять при +50° или +65oС

Ретортный анализ
Позволяет судить о:
содержании воды и углеводородной основы (водонефтяное отношение)
содержание соли
содержание твердой фазы
Предпочтительны реторты большего объема (50 мл.)
Проводите анализ тщательно и аккуратно
Внимательно следите за отклонениями

Осложнения при использовании РУО
Самый главный враг РУО – вода.
Изменение OWR не только сразу влияет на параметры раствора, но и чрезвычайно дорого обходится с точки зрения восстановления свойств.
Падение OWR при попадании воды может привести к катастрофическому загущению раствора.
Единственный способ откорректировать OWR – добавить углеводородную основу.
Падение OWR с 90:10 до 80:20 потребует добавление объема УО, кратного объему загрязненного раствора, т.е. значительное увеличение стоимости раствора.
При попадании воды рекомендуется превентивная обработка смачивающими гидрофобизирующими ПАВами – VersaWet, VersaSWA.

Осложнения при использовании РУО
Падение концентрации эмульгаторов и/или гидрофилизация твердой фазы.
Гидрофильная твердая фаза в РУО стремиться к слипанию в комки и выпадению в осадок.
В утяжеленных растворах ведет к седиментации барита.
Гидрофилизация твердой фазы/утяжелителя может привести к закупорке сеток вибросит.
Обычно сопровождается ростом вязкости.
Способы борьбы – дообработка известью и эмульгаторами, ввод смачивающих гидрофобизирующих ПАВ – VersaWet, VersaSWA.

Осложнения при использовании РУО
Третий главный враг РУО – потери и поглощения раствора в скважине. Основная проблема в данном случае – стоимостьраствора.
Загрязнение твердой фазой (выбуренным шламом) ведет к увеличению вязкости, росту водоотдачи, увеличению толщины фильтрационной корки. Однако, в общем случае, РУО существенно более толерантны к этому виду загрязнений.
Цементирование и заканчивание скважин после РУО требует использования специальных буферных растворов.

Осложнения при использовании РУО
РУО исключительно устойчивы к загрязнению солями, гипсом, ангидритом, сероводородом.
РУО плотностью более 1600 кг/м3 склонны к самопроизвольному оседанию барита в динамических условиях при бурении скважин с зенитными углами более 30 градусов.
Для утяжеления РУО следует использовать только качественный барит, соответствующий стандартам API. Ни в коем случае не используйте флотационный барит.