При бурении скважин сероводород как природного, так и биогенного происхождения оказывает негативное влияние на буровое оборудование, бурильный инструмент, промывочные и тампонажные растворы, цементный камень. Например, автором на основании статистического анализа установлено, что присутствие в буровом растворе сероводорода при снижении рН раствора с 10 до 6 происходит снижение ресурса (стойкости) вооружения на 42-52 %, опор – на 38-47 %, не смотря на относительно малое время работы шарошечных долот в скважине (1-3 суток). Аналогичные выводы сделаны Э. И. Огарковой, которая указывает, что нейтрализация сероводорода в буровом растворе позволила увеличить показатели отработки долот на 40 %. По данным А. И. Булатова цементный камень при контакте с сероводородом может быть полностью разрушен менее через год. При этом сероводород разрушает не только цементный камень, но и металл обсадных колонн, что может привести к нарушению герметичности скважины и возникновению ряда осложнений и аварий. Согласно данным Ю. Н. Соколова на Астраханском ГКМ потери времени на борьбу с осложнениями при бурении в сероводородсодержащих горизонтах достигали 35-70 % от общего календарного времени строительства скважин, что способствовало удорожанию буровых работ. При попадании в буровой раствор на водной основе сероводород вызывает снижение его водородного показателя до 5-6, в результате чего свойства раствора резко изменяются (коагуляция раствора, деструкция реагентов и т.п.). Положение осложняется тем, что в последнее время увеличилось число месторождений, содержащих в своих недрах сероводород. Например, по данным А. А. Перейма в РФ (2009 г.) открыто 162 месторождения с содержанием сероводорода в газе, что составляет более 10 % общих запасов природного газа по стране. Отдельные месторождения как в России, так и странах ближнего зарубежья, содержат в своем составе значительное количество сероводорода, например, Астраханское газоконденсатное (до 25 %) в РФ, Баяндыское, Ипатское и Ламбейшорское нефтяные (до 15 %) в Тимано-Печорской провинции РФ, Тенгизское и Жанажолское (до 25 %) в Западном Казахстане и др. При этом с ростом глубины бурящихся скважин расширяются перспективы открытия новых месторождений сероводородсодержащих газов и нефтей. Кроме природного сероводорода значительное негативное влияние оказывает биогенный (техногенный) H2S, образующийся в результате разложения органических реагентов в буровом растворе микроорганизмами, продуцирующими своей деятельностью сероводород. Несмотря на актуальность вопроса о влиянии сероводорода на свойства и параметры буровых и тампонажных растворов, оборудования и инструмента, объем информации об исследованиях в этой области сравнительно невелик, что требует развития уже существующих и разработки новых технологий безопасной и надежной проводки скважин в условиях сероводородной агрессии.
Одним из первых при бурении сероводород контактирует с буровым раствором, который поступает в него в результате притока высокосернистого газа из разбуриваемых пород или постепенного разложения полимерных реагентов различными микроорганизмами, в том числе сульфатвосстанавливающими бактериями, под действием высоких температур. Продуктами реакции являются: сероводород, углекислый газ и монооксид углерода.
В настоящее время одним из самых распространенных способов борьбы с сероводородной агрессией остается обработка буровых растворов реагентами-нейтрализаторами H2S. Многообразие разработанных нейтрализаторов сероводорода в нашей стране и за рубежом свидетельствует, с одной стороны, о значительной потребности в надежных и эффективных реагентах при ведении буровых работ, а с другой – о недостаточном соответствии существующих реагентов современным требованиям технологии бурения в условиях сероводородной агрессии. Практически ни один из разработанных в настоящее время нейтрализаторов не удовлетворяет в полной мере всем требованиям, предъявляемым к ним технологий и экономикой бурения. Однако разработка новых реагентов с высокой химической активностью по отношению к сероводороду и хорошей совместимостью с буровыми растворами, образующих стабильные продукты при взаимодействии с H2S и имеющих достаточно широкую сырьевую базу и недорогостоящих, на ближайший период, по-видимому, не является реальной задачей. Поэтому основное внимание должно быть сосредоточено на более рациональном использовании имеющихся реагентов и создании рецептур эффективных буровых растворов для бурения скважин в условиях сероводородной агрессии. Достаточно распространенным способом нейтрализации сероводорода является поддержание высокой щелочности бурового раствора [1, 2].
В Ухтинском государственном техническом университете (УГТУ) на кафедре бурения были проведены исследования бактериального разложения («старения») с течением времени различных полимерных композиций как отечественного, так и импортного производства с использованием анализатора комбинированного (рН-метр) Seven Go и вальцовой печи «OFITE». Всего было исследовано 56 различных композиций с использованием бактерицидов и без них при трех температурных режимах: 25о, 60о и 100о С. Исследования проводились при первоначальном показателе рН, равном 9, 11 и 12-12,5. В качестве регуляторов значения рН использовались каустик и окись кальция.
В результате проведенных исследований установлено:
- Отечественные полимеры и бактерициды имеют относительно низкую бактериальную стойкость (2-6 суток при 25о С). Полимерные композиции, не обработанные бактерицидом, сразу начинают бактериально разлагаться («стареть»). Из отечественных бактерицидов можно выделить «Биоцидол», который практически сопоставим с импортными аналогами.
- По эффективности протестированных импортных бактерицидов наиболее эффективен «Petro Cide». Бактерицид «Biocide» наиболее эффективен при показателе рН, равном 9-10.
- Из импортных полимерных композиций наиболее эффективен состав, содержащий разветвленный биополимер, целлюлозу и модифицированный крахмал. Однако указанная полимерная композиция без использования бактерицида и периодических обработках каустиком «стареет» в течение 4 суток при температуре 25о С.
- Полимерные композиции как отечественного, так и импортного производства с первоначальным показателем рН, равным 11, «стареют» в 2-2,5 раза медленнее, чем при рН, равном 9. Наибольшей бактериальной стойкостью отличаются высокощелочные композиции с показателем рН, находящемся в диапазоне 12-12,5.
- Нагревание тестируемых полимерных композиций (60о и 100о С), обработанных бактерицидом и каустиком, способствует коррозии стали (ячеек), которая отсутствует при обработке раствора окисью кальция. Коррозия стали не наблюдалась и при обработке полимерной композиции окисью кальция без использования бактерицида.
- Использование окиси кальция способствует увеличению бактериальной стойкости полимерных композиций по сравнению с каустиком. Бактериальная стойкость различных комбинаций полимерных композиций при разных температурах представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Стойкость полимерных композиций
при различных температурах
| Наименование композиции | Стойкость композиции в сут. при температуре оС | ||
| 25 | 60 | 100 | |
| Без бактерицида с каустиком
С бактерицидом и каустиком Без бактерицида с окисью кальция С бактерицидом и окисью кальция |
4
33 не проводились 10 |
1
6 13 18 |
1
5 12 17 |
В дальнейшем проводилась оптимизация исходной полимерной композиции за счет дополнительной обработки структурообразователями и химическими реагентами. Предпочтение при выборе состава промывочной жидкости отдавалось полимерным без- и малоглинистым буровым растворам. Всего исследовалось шесть различных рецептур буровых растворов при температурах 25о и 100о С. Оптимальным составом является буровой раствор, в котором в качестве твердой фазы использован высокодисперсный карбонатный материал. При этом срок службы биополимерного высокощелочного раствора до бактериального разложения при температурах 25о и 100о С составил 13 и 10 суток соответственно. Следует отметить и низкую материалоемкость раствора, а также отсутствие бактерицида, что делает его более экономически выгодным по сравнению с другими испытанными промывочными жидкостями и полимерными композициями.
Параллельно с исследованием бактериальной стойкости полимерных композиций была определена зависимость показателя рН от температуры. Эксперименты проводились после вскрытия ячеек, нагретых в вальцовой печи «OFITE», путем периодического замера показателя рН и температуры исследуемых композиций и растворов в процессе их остывания. Проведенные исследования показали линейную зависимость водородного показателя от температуры среды. После обработки результатов исследований методом наименьших квадратов получены эмпирические зависимости показателя рН полимерных композиций и буровых растворов от температуры среды.
В результате проведенных исследований установлено, что с увеличением температуры среды показатель рН раствора уменьшается по линейной зависимости. Аналогичные выводы сделаны рядом отечественных и зарубежных исследователей [1, 2 и др.]. При этом на основании полученных зависимостей можно утверждать, что с увеличением температуры от 20оС (устье) до 100оС (забой) происходит уменьшение рН на 1,4-1,9 единицы, т.е., например, если раствор на поверхности имел рН, равный 9-10, то уже на забое рН снизится до 7-8, что будет явно недостаточно для нейтрализации сероводорода щелочностью буровой промывочной жидкости. Кроме этого, согласно [1, 2 и др.] наличие в скважине пород с кислой реакцией (гипс, ангидрит и др.), глинистых пород, пластовых вод и сероводорода способствует снижению рН раствора приблизительно на одну единицу.
Таким образом, на основании проведенных лабораторных исследований можно сделать следующие выводы.
- Показатель рН бурового раствора на поверхности должен быть не менее 12,5 с целью эффективной нейтрализации сероводорода в пластовых условиях. При этом, чем выше предполагаемая концентрация сероводорода в пластовых флюидах, тем больше должно быть значение рН раствора в приемных емкостях.
- Разработан состав экономически выгодного высокощелочного бурового раствора, способного противостоять сероводородной агрессии.
Список литературы:
- Бурение глубоких скважин в условиях сероводородной агрессии: обзорная информация. – Москва: ВНИИОЭНГ, 1981. – 60 с.
- Рязанов, Я. А. Энциклопедия по буровым растворам / Я. А. Рязанов. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.[schema type=»book» name=»ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА БУРОВОГО РАСТВОРА В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ » description=»Разработан и исследован состав биополимерного высокощелочного бурового раствора в условиях сероводородной агрессии. Проведены лабораторные исследования, подтверждающие возможность использования разработанного бурового раствора в условиях сероводородной агрессии.» author=»Каменских Сергей Владиславович » publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2017-01-28″ edition=»ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_31.10.15_10(19)» ebook=»yes» ]