ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМОСТОЙКОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ОБРАБОТАННЫХ СИНТЕЗИРОВАННЫМИ СТАБИЛИЗАТОРАМИ

АННОТАЦИЯ

Данная статья посвящена исследованию термостойкости глинистых буровых растворов и регулированию их характеристик с использованием полимерных стабилизаторов. В рамках исследования были рассмотрены различные стабилизаторы, включая целлюлозные стабилизаторы Карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и полиакриламид (ПАА), а также новый сополимер малеиновой кислоты и акриламида, обозначенный как С2-7. Термостойкость и солеустойчивость буровых растворов были исследованы при различных температурах и уровнях минерализации.

В результате исследования было установлено, что буровые растворы, приготовленные из смеси стабилизаторов С2-7 и КМЦ, проявили наилучшие характеристики термостойкости и солеустойчивости. Данные стабилизаторы позволили поддерживать высокие технологические параметры буровых растворов при повышенных температурах и наличии солей в системе. Эти результаты могут быть важными для применения в промышленности, где требуется обеспечение стабильной работы буровых скважин при экстремальных условиях.

ABSTRACT

This article is devoted to the study of the thermal stability of clay drilling fluids and the regulation of their characteristics using polymer stabilizers. The study looked at a variety of stabilizers, including the cellulosic stabilizers Carboxymethylcellulose (CMC) and polyacrylamide (PAA), as well as a new maleic acid-acrylamide copolymer designated C2-7. The heat and salt resistance of drilling fluids have been studied at various temperatures and salinity levels.

As a result of the study, it was found that drilling fluids prepared from a mixture of stabilizers C2-7 and CMC showed the best characteristics of heat resistance and salt resistance. These stabilizers made it possible to maintain high technological parameters of drilling fluids at elevated temperatures and the presence of salts in the system. These results may be important for industrial applications that require stable operation of drilling wells under extreme conditions.

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

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

Введение

Строительство нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависит от состава и характеристик буровых растворов. Корректная подготовка буровых растворов имеет решающее значение для успешной эксплуатации скважин. Среди основных требований к буровым растворам важно обеспечить легкость бурения скважин и проникновение в продуктивные пласты. Для достижения этих целей необходимо, чтобы буровые растворы выполняли ряд функций, которые непосредственно зависят от их структурных, механических, реологических, фильтрационных и прочих свойств [1].

Для обеспечения необходимых характеристик буровых растворов и их поддержания во время бурения широко применяется добавление различных химических реагентов [2]. Для регулирования коллоидно-химических и фильтрационных свойств глинистых суспензий часто используются электролитные соли и полимеры [3]. Необходимые структурно-механические и фильтрационные параметры буровых растворов достигаются через применение стабилизаторов - химических реагентов, которые сохраняют стабильность свойств буровых растворов при высоких температурах в забое и при наличии электролитов [4].

Высокие забойные температуры, высокие пластовые давления и вхождение высокоминерализованных пластовых вод в буровой раствор могут вызвать изменение его структурно-механических и фильтрационных характеристик [5].

Одним из ключевых параметров буровых растворов является их термостойкость. Бурение и завершение скважин при повышенных забойных температурах представляет собой сложную и рискованную технологическую задачу. Это связано с высокой вероятностью аварийных ситуаций, которые могут иметь серьезные последствия, включая экологические. Преждевременный выход из строя бурового оборудования и увеличение затрат на строительство также остаются актуальными проблемами. Несмотря на сложности, связанные с этими задачами, интерес к таким скважинам остается высоким и их количество продолжает расти.

В мировой практике был успешно проведен опыт строительства скважин при температурах свыше 149°C в различных регионах, таких как Катар, Рас аль Хайма, Судан и другие [6]. Встречаются также более сложные условия бурения в регионах, где соседствуют высокие давления (требующие высокой плотности буровых растворов до 1,9 г/см³) и высокие температуры (свыше 177°C) [6].

Повышение температуры промывочной жидкости может существенно повлиять на работу отдельных узлов бурового оборудования, и необходимо учитывать не только температуру на забое, но и на устье, так как это может усложнить работу буровой бригады.

Цель данного исследования заключается в изучении термостойкости буровых растворов, которые были обработаны традиционными полимерными стабилизаторами, т.к. КМЦ, гипан, ПАА и новым на основе сополимера акриламида с малеиновой кислотой.

Объекты и методы исследования

В ходе исследования были рассмотрены различные стабилизаторы, включая традиционные химические вещества, такие как гипан, КМЦ-900, полиакриламид (ПАА), и также новый сополимер малеиновой кислоты и акриламида, который был условно обозначен как С2-7. Кроме того, в качестве добавок были использованы электролиты, такие как NaCl и CaCl₂. В качестве основного компонента для формирования буровых растворов были выбраны бентопорошки, произведенные компанией "Bentonite".

Для измерения плотности (ρ) буровых растворов были использованы ареометры и пикнометр. Условная вязкость (Т) суспензий, которая представляет собой важный параметр, определяющий способность глин образовывать буровые растворы, была измерена с использованием воронки ВБР-2М.

Для определения статического напряжения сдвига (СНС) буровых растворов использовались приборы ВСН-2 и СНС-2М, а для измерения водоотдачи (В) суспензий был применен прибор ВМ-6, предназначенный для оценки статической фильтрации при температурах в диапазоне от +10ºС до 80ºС и перепаде давления в 1 кгс/см².

Для определения концентрации водородных ионов использовались как калориметрический метод с использованием индикаторной бумаги, так и потенциометрический метод с использованием различных рН-метров (иономера марки И-160МИ).

Стабильность (С) определялась как разница в плотностях верхней и нижней половины суспензий, а суточный отстой (СО) измерялся в процентном соотношении и представлял собой количество прозрачной воды, выделяющейся сверху суспензий после 24-часовой выдержки.

Глинопорошки были получены из высушенной глины с использованием технологии моления в шаровой мельнице, и были проведены соответствующие технологические исследования в соответствии с ГОСТ 25796.83 "Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. Методы испытаний" [7]. Для приготовления суспензий с разными концентрациями твердой фазы использовалась прокипяченная охлажденная хозяйственная вода.

Результаты и их обсуждение

Исследование термостойкости глинистых буровых растворов и методов регулирования их характеристик с использованием полимерных стабилизаторов представляет собой актуальное направление исследований в нефтяной и газовой промышленности. Это связано с несколькими важными аспектами:

В данном исследовании была оценена устойчивость глинистых буровых растворов, подвергнутых обработке различными стабилизаторами, в условиях изменяющейся температуры. Эксперименты включали последовательное нагревание растворов от комнатной температуры до 80°C, и результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Изменение характеристик глинистых буровых растворов* в зависимости от температуры

*содержание глины 6%, общее количество стабилизаторов 2%.

Таблица 1 показывает изменение характеристик буровых растворов в зависимости от температуры и типа используемых стабилизаторов. Для удобства анализа данные разбиты на несколько групп, где каждая группа представляет растворы, обработанные определенным стабилизатором.

Из таблицы следует, что использование стабилизатора С2-7 и его комбинации с КМЦ позволяют достичь наибольшей термостойкости буровых растворов, что проявляется в более высокой температуре разрушения раствора (более 80°C) и сравнительно меньшем объеме выделяющейся воды (всего 12 см³/30 мин при 80°C). Стабилизаторы ПАА и гипан также улучшают термостойкость, но в меньшей степени.

Сравнивая разные комбинации стабилизаторов, видно, что добавление С2-7 или ПАА к КМЦ значительно увеличивает термостойкость, превышая 80°C. Эти стабилизаторы обеспечивают лучшие результаты с точки зрения сохранения структуры буровых растворов при высоких температурах.

Рисунок 1. Зависимость вязкости глинистых буровых растворов, обработанных С2-7 в количестве 1 %, от содержания электролита при температурах, °С: 1) 40; 2) 60; 3) 80

а)

б)

Рисунок 2. Зависимость фильтрационных свойств глинистых буровых растворов, содержащих 1 % С2-7 (а), 1 % гипана (б) при различных температурах, °С: 1) 40; 2) 60; 3) 80

Гипан, хотя и улучшает термостойкость растворов, в комбинации с КМЦ не показывает столь значительного повышения термостойкости, как С2-7 и ПАА.

Таким образом, результаты данного исследования указывают на эффективность стабилизаторов С2-7 и ПАА в обеспечении высокой термостойкости глинистых буровых растворов, что может быть важным в условиях бурения при высоких температурах. Эти выводы могут быть полезными при разработке технологий бурения и подготовки буровых растворов для эксплуатации скважин в экстремальных условиях.

В ходе исследования было установлено, что повышение температуры до 80°C оказывает незначительное воздействие на удельную вязкость и рН буровых растворов, указывая на их термостойкость. Однако, все опытные образцы буровых растворов демонстрируют увеличение показателя водоотдачи при повышении температуры, особенно при значениях свыше 60°C. Это явление особенно заметно в случае буровых растворов, обработанных стабилизатором КМЦ, что свидетельствует о низкой термостойкости целлюлозных стабилизаторов. Однако, при последовательном внедрении различных стабилизаторов наблюдается синергетический эффект, приводящий к улучшению характеристик буровых растворов.

Важно отметить, что повышение температуры и наличие минерализации оказывают экстремальное воздействие на буровые растворы. Это связано с изменением скорости диффузии ионов и толщины двойного электрического слоя. Тем не менее, смесь стабилизаторов С2-7 и КМЦ продемонстрировала наибольшую термостойкость и солеустойчивость среди изученных стабилизаторов. Смесь с гипаном также обладает высокой термостойкостью, хотя при высоких температурах она уступает С2-7 и ПАА. Кинетическая устойчивость, измеряемая суточным отстоем и стабильностью, практически одинакова для всех исследуемых стабилизаторов.

Фильтрационные показатели буровых растворов значительно зависят от повышенной температуры и минерализации. Увеличение концентрации коагулирующего электролита приводит к увеличению водоотдачи, особенно в случае высокой минерализации. Для компенсации этих изменений требуется увеличение концентрации стабилизаторов свыше 2%, что позволяет сохранить практически все технологические характеристики буровых растворов.

Таким образом, буровые растворы, приготовленные из смеси стабилизаторов С2-7 и КМЦ, демонстрируют лучшие результаты по термостойкости и солеустойчивости среди изученных стабилизаторов. Эти стабилизаторы могут быть рекомендованы для дальнейших исследований и применения в промышленности.

Список литературы:

1. Шершнев О.В.Буровые и тампонажные растворы: практическое руководство / О. В. Шершнев; М-во образования РБ, Гом.  гос. ун-т им. Ф. Скорины.  –  Гомель: ГГУ им. Ф. Скорины, 2015. – 33 с.
2. Ананьев А.Н. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам. – Волгоград: Инт. Касп Флюидз, 2000. – 13-14 с.
3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург. Летопись. 2005. – 664 с.
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
5. Тилеубаев С.О., Калилаев М.У., Абдикамалова А.Б., Эшметов И.Д. Исследование ингибирующих характеристик полимерных буровых растворов // Universum: технические науки: электрон. научн. журн. 2022. № 5(98). URL:https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13697
6. Исламов Х.М. Разработка композиционных химических реганетов на основе ксантовой смолы лигносульфонатов для обработки буровых растворов // «Научные труды» Нахчыванского Государственного Университета. – 2014, №3, С. 30-33.
7. ГОСТ 25796.83. Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. Технические условия. – М.: 01.01.1985.