Влияние стабилизаторов на технологические характеристики глинистых буровых растворов

АННОТАЦИЯ

Приводится результаты создания новых стабилизаторов буровых растворов на основе акриламида и малеиновой кислоты. Данный стабилизатор отличается от известных промышленных аналогов большей структурообразующей способностью, за счет чего достигаются более высокие вязкостные, удерживающие и фильтрационные характеристики глинистых буровых растворов при низких расходах полимерных реагентов.

ABSTRACT

The results of the creation of new stabilizers for drilling fluids based on acrylamide and maleic acid are presented. This stabilizer differs from the known industrially used analogs in its greater structure-forming ability, due to which higher viscosity, retention and filtration characteristics of clay drilling fluids are achieved at low consumption of polymer reagents.

Ключевые слова: буровой раствор, глинистая суспензия, бентонит, вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, стабилизатор.

Keywords: drilling mud, clay suspension, bentonite, viscosity, static shear stress, fluid loss, and stabilizer.

Бурение скважин на нефть и газ сложный процесс и их удачное освоение зависит от многочисленных факторов. Многие осложнения, возникающие при бурении скважин в горно-геологических условиях нашей страны, в той или иной степени связаны с применяемым буровым раствором. Несоответствие бурового раствора условиям бурения вызывает плохой очистки ствола скважины, избыточного крутящего момента, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины и др. [1].

Необходимые структурно-механические и фильтрационные показатели буровых растворов достигаются за счет применения стабилизаторов – химических реагентов, поддерживающих показателей характеристик буровых растворов при высоких забойных температурах и наличии солей электролитов [2].

В настоящее время в списке стабилизаторов более 1000 разновидностей химических реагентов, которые сильно различаются по природе и себестоимости. Вместе с тем не существует универсального стабилизатора промывочных жидкостей, что связано с требованиями, предъявляемыми к буровым растворам для различных горно-геологических условий [3].

Эффективными стабилизаторами буровых растворов считаются водорастворимые полиэлектролиты, которые поддерживают фильтрационные, вязкостные, и др. структурно-механические показатели в процессе бурения. Однако все перечисленные характеристики промывочных растворов не удаётся контролировать с помощью одного стабилизатора, поэтому на практике применяются композиции реагентов, и в некоторых случаях достигается синергетический эффект в виде улучшения технологических характеристик при минимальных расходах химических реагентов [4].

Целью исследований являлось синтез новых водорастворимых полимеров с повышенными стабилизирующими эффектами по отношению к глинистым суспензиям на основе акриламида и малеиновой кислоты и изучение основных характеристик глинистых суспензий, обработанных различными стабилизаторами.

Объекты и методы исследования

В качестве стабилизаторов были исследованы традиционные реагенты – гипан, КМЦ-900 и новый сополимер малеиновой кислоты и акриламида, который условно назван ПС, а также соли электролиты – NaCl и CaCl₂. В качестве основы буровых растворов были выбраны бентопорошки производства ООО “Bentonite”.

Плотность (ρ) буровых растворов измерялась с использованием ареометров и пикнометра. Условная вязкость (Т) суспензий – одна из основных критериев, определяющая пригодность глин для приготовления буровых растворов, характеризует выход бурового раствора м³ из одной тонны глины. Условная вязкость суспензий определялась с помощью воронки ВБР-2М с 5 мм трубкой.

Статическое напряжение сдвига (СНС) буровых растворов определялось с использованием приборов ВСН-2 и СНС-2М, а водоотдача (В) суспензий измерялась с помощью прибора ВМ-6, предназначенного для измерения статической фильтрации при температурах от +10ºС до 80ºС и перепаде давления 1 кгс/см².

Концентрация водородных ионов определялась путем применения как калориметрического метода с использованием индикаторной бумаги, так и потенциометрического метода с использованием различных рН-метров (иономера марки И-160МИ).

Стабильность (С) – разность в плотностях верхней и нижней половины суспензий. Суточный отстой (СО) – количество выделяющиеся прозрочной воды сверху суспензий после выдержки 24 часа, измерялся в %.

На основе глин были приготовлены глинопорошки из высушенной глины по технологии помола в шаровой мельнице и проведены технологические исследования по ГОСТ 25796.83 «Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. Методы испытаний». Для приготовления суспензий различными концентрациями твердой фазы использовалась прокипячённая охлаждённая хозяйственная вода.

Результаты и их обсуждение

Стабилизирующие способности химических реагентов зависят не только от их природы и концентрации, а также от концентрации глины в суспензиях. В высококонцентрированных (более 7 %) суспензиях начинает резко проявляться стабилизирующий эффект от обработки химическими реагентами. Особенно он ярко выражен для ПС. В результате адсорбции заряженных частей макромолекул полимеров на поверхности дисперсной фазы коренным образом изменяются свойства дисперсной системы. Это приводит к изменению реологических и фильтрационных свойств суспензий. Зависимость концентрации различных полимерных соединений на вязкость, СНС и водоотдачу суспензий глин приведены ниже (рис. 1-3).

Из приведённого рисунка видно, что обработка полимерами улучшают вязкостные свойства, СНС и фильтрационные свойства суспензий бентонита.

Рисунок 1. Зависимость условной вязкости от содержания глины в суспензиях, обработанных с полимерами в количестве 0,5 % мас.

Как показывают кривые диаграммы при низких концентрациях глины в составе суспензий все полимерные соединения показывают практически одинаковые вязкостные характеристики. Однако, увеличение содержания глины до 5 % и более приводит к отклонению значений условной вязкости от линейности, что особенно заметно в случае с полимером ПС, что свидетельствует о высокой структурообразующей способности данного полиэлектролита. Как можно заметить увеличение концентрации полимера в водных растворах более 1% приводит к увеличению контактирующих звеньев полимерных молекул, за счет чего наблюдается перегиб на кривых зависимости условной вязкости от концентрации ПС (рис. 2), что не отмечается в других зависимостях.

Рисунок 2. Зависимость условной вязкости раствора полимеров от их концентрации

Структурообразующая способность компонентов буровых растворов косвенно характеризуется значениями СНС. Данный показатель один из основных характеристик, предсказывающей удерживающей способности бурового раствора при прекращении циркуляции. Однако, обработка полимерными стабилизаторами при определённых концентрациях приводит к нулевым значениям СНС, что свидетельствует об отсутствии контакта между частицами твердой фазы. Поэтому во избежание схожих погрешностей необходимо подобрать оптимальную концентрацию всех разжижающих и стабилизирующих добавок в зависимости от их природы.

Рисунок 3. Изменение значений СНС в зависимости от содержания глины в суспензии, обработанной стабилизаторами в количестве 0,5%.

Как показывают кривые диаграммы значения СНС суспензий, обработанных ПС и гипан плавно меняется при концентрациях глины до 3%, дальнейшее повышение содержания глины по различному влияют на структурообразующие характеристики буровых растворов, обработанных полимерными стабилизаторами. Резкое увеличение СНС при использовании в качестве стабилизатора ПС связано с повышением контактов между активными функциональными группами в составе ПС и более высокими значениями молекулярной массы данного линейного сополимера, что также влияет на количество свободной воды в системе и фильтрационные показатели суспензий. Так суточный отстой 3% суспензии глины составляет более 7 %, что свидетельствует о недостатке гидрофильных частиц для схватывания частиц воды в системе. Увеличение количеств глины уже на 1 % вызывает достижение нулевых значений СО.

Водоотдача одна из основных характеристик, предопределяющих возможность использования бурового раствора в бурении. Особенно низкие значения данного показателя при бурении легко набухающих пород ключевым образом повлияет на успешное освоение скважины. Фильтрационные характеристики буровых растворов зависит от состояния образовавшиеся корки, на что повлияет строение твердой фазы и ее дисперсность.

Как было установлено, суспензии на основе глины имеют высокие значения водоотдачи, что можно уменьшить обработкой стабилизаторами. Как оказалось, для достижения низких значений (менее 5 см³/30 мин) водоотдачи необходимое минимальное количество ПС составляет не более 1%, в то время как для для гипана и КМЦ расход превышает более 2 %.

Рисунок 4. Изменение значений водоотдачи суспензий, обработанных стабилизаторами в количестве 0,5%, от содержания глины

В процессе разработки состава бурового раствора особенно при применении новых реагентов необходимо рассматривать комплексное действие реагента, так как его применение не должно негативно сказываться на остальных свойствах бурового раствора. Поэтому были исследованы и другие характеристики глинистых суспензий без и с добавкой различных солей электролитов.

Таблица 1.

Изменение характеристик суспензий глины, обработанных с полимерными реагентами в количестве 0,5%

Таким образом, синтезированный реагент – стабилизатор буровых растворов на основе малеиновой кислоты и акриламида является более эффективным по сравнению с традиционными стабилизаторами буровых растворов и ПС показал более высокие вязкостные, удерживающие и фильтрационные характеристики при низких его расходах. Поэтому данного стабилизатора можно порекомендовать для дальнейшего практического исследования для масштабирования в промышленности.

Список литературы:

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов. – М.: «Недра», 1999. – 424 с.
2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург. Летопись. 2005. – 664 с.
3. Пантелеев А.С. Совершенствования системы управления качеством буровых растворов. Дисс. кан. техн. наук.05.02.23 / Пантелеев Александр Сергеевич. – Краснодар, 2004. – 403 с.
4. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра, 1990. - 233 с.
5. Абдикамалова А.Б., Хамраев С.С. Новые рецептуры комбинированных составов реагентов для создания ингибирующих глинистых буровых растворов на основе бентонитов Каракалпакстана // Бурение и нефть. – 2016. -№ 11. – С. 32-35.