ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

АННОТАЦИЯ

Приведены результаты исследования ингибирующих характеристик растворов хорошо известных электролитов, а также новых синтезированных на основе акриламида и малеиновой кислоты в качестве добавки к буровым растворам. Из изученных ингибирующих систем раствор КМЦ оказался наиболее эффективным, что связано с экранированием поверхности крупных частиц глины молекулами полиэлектролита. За счет экранирования поверхности под воздействием данного стабилизатора наблюдаются более заниженные показатели вязкостных характеристик и происходит заметное повышение солеустойчивости глинистых буровых растворов. Следовательно, чем меньше значения набухаемости глины под воздействием фильтрата раствора, тем больше и солестойкость буровых растворов, обработанных ингибирующими реагентами.

ABSTRACT

The results of a study of the inhibitory characteristics of solutions of well-known electrolytes, as well as new ones synthesized on the basis of acrylamide and maleic acid, are presented. Of the inhibitory systems studied, the CMC solution turned out to be the most effective, which is associated with the shielding of the surface of large clay particles by polyelectrolyte molecules. Due to the screening of the surface under the influence of this stabilizer, more underestimated indicators of viscosity characteristics are observed and there is a noticeable increase in the salt resistance of clay drilling fluids. Therefore, the lower the clay swelling values under the influence of the mud filtrate, the greater the salt resistance of drilling muds treated with inhibitory reagents.

Ключевые слова: ингибирующий раствор, полиэлектролит, буровой раствор, КМЦ, сополимер, акриламид, малеиновая кислота.

Keywords: inhibitor solution, polyelectrolyte, drilling fluid, CMC, copolymer, acrylamide, maleic acid.

Введение

Нарушение устойчивости стенок скважины, обусловленное наличием в разрезе высоколлоидальных глин, интенсивно гидратирующихся и диспергирующихся глинистых сланцев и их взаимодействие с водной фазой промывочных жидкостей, является основополагающей причиной осложнений и аварий эксплуатационного и разведочного бурения. С целью исключения выше указанных явлений, многие исследователи рекомендуют применять при бурении ингибирующие буровые растворы, включающие неорганические электролиты и полимеры [1].

Современные исследования в области разработок состава и технологии применения ингибирующих разновидностей буровых растворов основаны на ограничения процессов гидратации и диспергирования глинистых пород, составляющих стенки скважин. Эта задача может быть решена за счет использования растворов, позволяющих изменить обменный комплекс глинистых пород и капсулировать их полимерами. Применение таких буровых растворов требует дополнительных материальных затрат и оборудования. В связи с этим исследования по разработке рецептур ингибирующих буровых растворов и композиционных добавок к ним, приемов позволяющих регулировать их действие на глиносодержащих горных породах, являются актуальными и востребованными [2].

Одним из преимуществ глинистых буровых растворов состоит в том, что они в стволе скважины могут образовывать фильтрационную корку, препятствующая осмотическому перетоку водной фазы бурового раствора, под действием которой набухают глинистые составляющие горных пород. Свойства глинистой корки (проницаемость, липкость, толщина) зависят от химико-минералогического состава самих глин и физико-химических свойств полимерных реагентов и неорганических электролитов, вводимых в состав бурового раствора. Скорость электроосмотического перетока водной фазы зависит от электрокинетического потенциала двойного электрического слоя и вязкости водной среды, снижение которой осуществляется при совместном использовании полимерных реагентов и неорганических электролитов [3].

В настоящее время существуют многочисленные разработки, направленные на повышение ингибирующих характеристик буровых растворов. Однако, ингибирующие реагенты не всегда отличаются повышенными стабилизирующими вязкости и фильтрации характеристиками и научные исследования не всегда освещают влияния ингибиторов набухания на соле- и термоустойчивость бурового раствора и его др. технологических характеристик. Поэтому целю исследований являлось установление ингибирующих характеристик различных реагентов, в том числе новых стабилизаторов буровых растворов на основе сополимера акриламида и малеиновой кислоты [4] на коэффициент набухания.

Экспериментальная часть

Ингибирующее действие растворов химических реагентов для буровых растворов изучалось на глинистых составляющих горных пород Устюртского региона, где в основном производится бурение.

Набухаемость глин под воздействием различных растворов изучалась с использованием прибора ПКН-2. Для этого сперва индикатор устанавливался в нулевое положение передвижением скобы. На дно измерительного цилиндра укладывается две фильтровальной бумаги диаметром 40 мм, устанавливается поршень и крышка, при этом бумага уплотняется. Затем цилиндр помещается в мерное устройство и снимается показание индикатора до 0,01 мм. Из цилиндра вынимается один кружок фильтровальной бумаги, на оставшемся размещается ровным слоем навеска глины (глинопорошка) массой 1 г, взвешенной с погрешностью не более 0,001 г, покрывается сверху кружком фильтровальной бумаги, медленно устанавливается поршень и крышка цилиндра. При этом глина уплотняется. Записывается показание индикатора до 0,001 мм, соответствующие заряженному прибору. После этого цилиндр устанавливается в мерное устройство, помещается в стакан, заполненный исследуемой жидкостью до бокового отверстия стакана. Жидкость через отверстия в дне цилиндра поднимается к фильтровальной бумаге и через нее подходит к пробе исследуемого материала, постепенно вытесняя воздух и смачивая весь слой порошка. Начало смачивания фиксируется рывком стрелки индикатора – это начало отсчета времени эксперимента.

В качестве среды для набухания были выбраны пресная воды, растворы электролитов NaCl и CaCl₂, полиэлектролит – гипан, КМЦ и новые синтезированные полиакриламид (ПАА) и сополимер акриламида и малеиновой кислоты (МКАА).

Результаты и их обсуждение

Установлено, что в пресной воде вышеуказанная глина начинает резко гидратировать, за счет чего показатель индикатора быстро растет. Пресная вода, в среде которой исследовалось набухание модельных глин, эффективно проникает в межслоевое пространство и хорошо гидратирует их. Это обусловлено особенностями кристаллического строения глинистого минерала и составом его обменного комплекса. В течение первой минуты происходит резкое увеличение объема образца под воздействием воды. Так высота образца глины в первую минуту повышается до 0,34 мм против высоты 0,02 мм исходной глины. После еще одной минуты высота образца повышается еще на 0,12 мм. Скорость набухания глины под воздействием воды стабилизируется после 30-40 мин.

Таблица 1.

Изменение индикатора прибора ПКН-2 в результате набухания образца керна под воздействием различных жидкостей

В 5% растворе NaCl данная глина набухает быстро в первую минуту. Наблюдается стабилизация изменений индикатора уже во второй минуте взаимодействия и начиная с 5 минуты изменение индикатора составляет менее 0,01 мм в минуту. Коэффициенты набухания глины после 1 и 5-часового взаимодействия с данной системой различаются не значительно (табл. 2).

Повышение концентрации NaCl в растворе до 15% практически в 4 раза уменьшает значения коэффициентов набухания. Равновесие в данном процессе уже наступает после 20 мин воздействия соленого раствора. Такие изменения наблюдались и при добавлении хлорида кальция. Причем количество данного реагента в растворе не превышало 1%, что является достаточным для стабилизации процесса набухания в течение 4-5 мин от начало опыта. Такие изменения при использовании хлорида кальция объясняется наличием двойного механизма ингибирования. Во-первых, катионы кальция, проникая в межпакетное пространство натриевых монтмориллонитов, предотвращают их гидратацию и набухание. Во-вторых, наличие ионов хлора в системе повышая ионную силу раствора, препятствует диспергированию глинистых пород. Поскольку поверхностные слои глинистых минералов контактируют с молекулами водной фазы, то образовавшиеся фильтрационная корка становится рыхлой под действием раствора электролитов. 

Введение гипана в раствор в количестве 1% приводило к тому, что в течение 5 мин происходило резкое увеличение показателей набухания. К тому же разжижающее действие реагента гипан начинает проявляться при концентрации выше 0,2 %. Среди изученных реагентов именно гипан показал наибольшие значения коэффициента набухания.

Раствор КМЦ способствует экранированию поверхности крупных частиц глины. Под воздействием раствора КМЦ степень набухания глины имеет заниженные значения. Вероятно, именно за счет экранирования поверхности под воздействием данного стабилизатора наблюдаются более заниженные показатели вязкостных характеристик. Однако, именно экранированием поверхности частиц глины достигается заметное повышение солеустойчивости глинистых буровых растворов. Следовательно, чем меньше значения набухаемости глины под воздействием бурового раствора, тем больше и их солеустойчивость.

В этом аспекте гидролизованный ПАА имеет следующее место в списке по уменьшению характеристик гидрофобизации поверхности и коэффициент набухания за 1 и 5 часа составляет 9,13 и 20, соответственно. В следующей таблице приводятся рассчитанные по экспериментальным результатам коэффициенты и скорость набухания после 1 и 5 часов набухания.

Таблица 2.

Коэффициент и скорость набухания керновой глины

Как показывают данные табл. 2 гидрофобизирующие и стабилизирующие характеристики полимерных реагентов зависит также от природы гидролизующего агента. Так коэффициент набухания кернового материала под воздействием МКАА¹ (сополимер малеиновой кислоты и акриламида гидролизующий агент Na₂CO₃) и МКАА² (гидролизующий агент NaOH) составляет 40 и 33, соответственно. Следовательно, солеустойчивость бурового растворов под воздействием последнего больше по сравнению с стабилизатором, полученного гидролизом с использованием раствора карбоната натрия.

Исследование стабилизирующих характеристик данных реагентов показало, что наиболее эффективным является МКАА², который снижает водоотдачу пресных буровых растворов (5% глины) снижает до 1-2 см³/30 мин, в то время как изученный образец КМЦ снижает только до 18-20 см³/30 мин (МКАА¹ – 3-4; гипан 12-14; ПАА – 24-26 см³/30 мин). Совместное использование МКАА и КМЦ (общее количество 2%) снижает водоотдачу систему до нулевых значений, заметно повышает СНС и показывают наиболее высокие ингибирующие глин характеристики.

Выводы

Полученные результаты и их анализ показывают зависимость скорости набухания от природы полиэлектролита. Коэффициент набухание кернового материала под воздействием растворов увеличивается в ряду: КМЦ<ПАА<МКАА²<МКАА¹<гипан. В результате исследования технологических характеристик, в том числе ингибирующих характеристик 5% глинистой суспензии, обработанных данными реагентами сделан вывод, чем меньше значения набухаемости глины под воздействием фильтрата раствора, тем больше и солестойкость буровых растворов,   

Список литературы:

1. Книга инженера по растворам. // Под ред. Добросмыслова А.С. – М.: - «Гарусс», 2006. – С. 16-17.
2. Пенковь А.И. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам. – Волгоград: Интернешнл Касп Флюидз, 2000. -С. 94-96.
3. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика. М., ООО "Недра-бизнесцентр", 2006. 1-книга – С. 332-337.   
4. Тилеубаев С.О., Калилаев М.У., Абдикамалова А.Б., Эшметов И.Д. Влияние стабилизаторов на технологические характеристики глинистых буровых растворов // Universum: химия и биология: электрон. научн. журн. 2021 август. 8(86). URL: https://7universum.com/ru/nature/archive/item/12154