ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА БУРОВОГО РАСТВОРА В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ

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: 25^о, 60^о и 100^о 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:

1. Отечественные полимеры и бактерициды имеют относительно низкую бактериальную стойкость (2-6 суток при 25^о С). Полимерные композиции, не обработанные бактерицидом, сразу начинают бактериально разлагаться («стареть»). Из отечественных бактерицидов можно выделить «Биоцидол», который практически сопоставим с импортными аналогами.
2. По эффективности протестированных импортных бактерицидов наиболее эффективен «Petro Cide». Бактерицид «Biocide» наиболее эффективен при показателе рН, равном 9-10.
3. 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 25^о С.
4. 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.
5. Нагревание тестируемых полимерных композиций (60^о и 100^о 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.
6. 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 25^о и 100^о 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 25^о и 100^о 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 20^оС (устье) до 100^оС (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.

1. 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.
2. Разработан состав экономически выгодного высокощелочного бурового раствора, способного противостоять сероводородной агрессии.

Список литературы:

1. Бурение глубоких скважин в условиях сероводородной агрессии: обзорная информация. – Москва: ВНИИОЭНГ, 1981. – 60 с.
2. 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» ]