Рассмотрим влияние реагентов и агрессивных факторов на поведение буровых растворов при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях, и рекомендации по их управлению.
1) Влияние глинистой фазы. В зависимости от свойств глинопорошка и воды существует критическая (минимальная) концентрация глинистой фазы, которая обеспечивает образование супраструктур из молекул воды, в результате чего раствор приобретает структурно-реологические свойства.
При бурении в глинистых отложениях выбуренный шлам, в особенности высококоллоидальная глинистая фракция формирует дополнительно свою водную сетку, полости которой заполняются компонентами из состава раствора. В определенном диапазоне концентраций глинистой фазы водные сетки взаимно дополняют друг друга и структурно-реологические показатели раствора имеют приемлемые значения. Увеличение концентрации глинистой фазы в составе раствора приводит к повышению структурно-реологических и тиксотропных показателей. Такое поведение бурового раствора объясняется наложением водных супраструктур молекул воды: возрастает количество, жесткость и прочность водородных связей. Поэтому чрезмерное увеличение концентрации твердой (или дисперсной) фазы в целом, например шлама, утяжелителя, нефти и т.д., в конечном итоге приводит к повышению структурно-реологических показателей раствора. Очистные устройства при бурении должны работать бесперебойно.
2) Влияние полимеров. Ввод полимеров вносит свой вклад в создании новых полиэдрических водных супраструктур, приводящих к усилению существующей сетки. Следует различать регулирование структурно-реологических показателей в пресных и соленых буровых растворах. В пресной глинистой системе, после растворения, молекулы полимера находятся между частицами глинистой (дисперсной) фазы, благодаря которым существующая водная супраструктура дополняется и усиливается. Поэтому в пресных буровых растворах концентрация полимера и глинистой фазы значительно ниже для получения приемлемых структурно-реологических показателей, чем в соленых. В соленых буровых растворах значительная часть полимера адсорбируется на поверхности глинистых частиц, и только после заполнения их поверхности, распределяется в объеме жидкости между частицами. Поэтому, в соленых буровых растворах глинистые частицы изолированы друг от друга адсорбированными полимерами, а в пресном – связаны полимерами. В соленой системе, взаимодействие глинистых частиц с водой блокируется полимерами, следовательно, взаимодействуют с дисперсионной средой только полимеры, что является причиной стабилизационного разжижения и потери седиментационной устойчивости соленых буровых растворов. Если для повышения структурно-реологических показателей пресных буровых растворов применяют стандартные структурообразователи – бентонитовые глинопорошки и высокомолекулярные полимеры, то для соленых систем необходимо использовать солестойкие глинопорошки, высокомолекулярные полимеры разветвленного типа, солегели магния, алюминия, железа и углеводороды. Солестойкие глинистые частицы в соленой среде частично адсорбируются полимерами, следовательно, участвуют в создании супраструктур в буровом растворе. Супраструктуры, построенные разветвленными полимерами в глинистом растворе в отличии от линейных обладают гелеобразующими свойствами. Солегели являются наиболее эффективными структурообразователями в соленых растворах. Действие углеводородов основано на усиление существующей супраструктуры путем заполнения полостей водного каркаса.
3) Влияние разжижителей. Ввод разжижителей, приводит к разрушению части водного каркаса и за счет этого происходит снижение структурно-реологических показателей. В качестве разжижителей используются высокополярные соединения, обладающие поверхностно-активными свойствами. Эффективность разжижения зависит от молекулярной массы разжижителя, от минерализации и рН среды. С увеличением молекулярной массы полимера возрастают структурообразующие свойства реагента, а с ее уменьшением эффективность разжижения усиливается. В зависимости от минерализации бурового раствора применяются различные типы разжижителей. В буровых растворах стабилизированных катионными полимерами для разжижения применяют низкомолекулярные катионные и неионные полимеры и многоатомные спирты. Катионные буровые растворы менее подвержены к загустеванию, даже при насыщении глинистой фазой.
4) Влияние электролитов. При вводе в буровой раствор соли диссоциируют на катионы и анионы и оказывают влияние на полиэдрический водный каркас путем изменения существующего баланса обменных катионов на поверхности глинистых частиц и ионов, расположенных между частицами дисперсной фазы. Видимо, соли сохраняют строение кристаллической решетки и после растворения (в виде «плавающей кристаллической решетки»). Перестройка поверхности глинистой частицы и появление ионов в водной среде жидкости приводит к разрушению существующих и созданию новых водных полиэдрических каркасов несовместимых друг с другом. Результатом несовместимости супраструктур в традиционных буровых растворах является коагуляция и рост структурно-реологических показателей. Иная картина, наблюдается в стабилизированных соленых буровых растворах – стабилизационное разжижение. Пути предотвращения коагуляции и стабилизационного разжижения рассмотрены в п.2.
В катионных стабилизированных буровых растворах ввод солей не вызывает коагуляционные процессы. Соли оказывают положительное влияние на катионные буровые растворы: повышают ингибирующие свойства, термостойкость, улучшают структурно-реологические и фильтрационные показатели и т.д.
5) Влияние высокой температуры. Одним из основных объективных факторов, влияющих на супраструктуры буровых растворов, является воздействие высокой температуры. Поведение бурового раствора при воздействии высокой температуры зависит от состава и свойств рабочей жидкости. Рассмотрим поведение бурового раствора при воздействии высоких температур.
а)Буровой раствор сохраняет свои показатели после воздействия высокой температуры в том случае если компоненты (глинистая фаза, полимеры и др.) и дисперсионная среда не претерпевают каких-либо изменений: например, глинистый шлам раствора не диспергирует, процессы гидратации-дегидратации, адсорбции-десорбции равнозначны, полимеры не подвергаются деструкции и т.д. Это возможно при использовании ингибирующих буровых растворов.
б)Загущение бурового раствора после воздействия высокой температуры происходит, за счет численного увеличения водных полиэдрических каркасов и усиления прочности водородных связей в них, в том случае если компоненты (глинистая фаза, полимеры, разжижители и др.) и дисперсионная среда претерпевают изменения: например, глинистый шлам диспергируется, процессы гидратации-дегидратации и адсорбции-десорбции неравнозначны, происходит изменение рН среды, меняется состав и свойства реагентов и т.д. Это возможно при использовании буровых растворов содержащих реагенты диспергирующего характера, действие которых усиливается с повышением температуры, или при использовании нетермостойких реагентов и т.д.
в)Причиной разжижения бурового раствора после воздействия высокой температуры является ослабление прочности водородных связей в полиэдрических водных каркасах и увеличение количества свободных мономеров воды в буровом растворе, то есть происходит снижение степени взаимодействия дисперсионной среды с компонентами из состава раствора. Это возможно при использовании безглинистых или с малым содержанием твердой фазы буровых растворов, или при деструкции высокомолекулярных полимеров до низкомолекулярного состояния и т.д.
6) Пенообразование. Пенообразование в буровых растворах происходит при использовании поверхностно-активных веществ (ПАВ). Растворенные молекулы ПАВ располагаются на границе раздела фаз, причем, чем больше разница в свойствах фаз, тем эффективнее они туда проникают. При отсутствии в буровом растворе масел (углеводородов), основная часть ПАВ располагается на границе раствор – воздух.
ПАВ участвуют в вовлечение в раствор и диспергации воздуха, с последующим расположением молекул ПАВ на разделе новообразованных фаз воздух – раствор и повышает агрегативную их устойчивость. Для предотвращения пенообразования ПАВ необходимо смешать с углеводородом и вводить в буровой раствор.
Образование неустойчивых и несовместимых водных сеток с гидрофобными свойствами при отсутствии гидрофобных материалов в составе бурового раствора может явиться причиной пенообразования. Такое поведение рабочей жидкости часто наблюдается при недостаточном содержании стабилизаторов в процессе засолонении буровых растворов. В этом случае, в буровой раствор вводят полимеры – крахмал, эфиры целлюлозы, биополимер и др.
Пенообразование снижает плотность и повышает структурно-реологические показатели раствора. Для предотвращения пенообразования на практике используют различные типы пеногасителей.
7) Влияние углеводородов. Влияние углеводородов на технологические показатели бурового раствора приведено при рассмотрении гидрофобных взаимодействий.
8) Влияние аномальных давлений. На практике при строительстве скважин влияние давления на показатели раствора несущественно. Главным требованием к буровому раствору при бурении интервалов с аномальными давлениями является выбор плотности. Поэтому при проходке интервалов с АНПД и АВПД рекомендации по управлению свойствами облегченных и утяжеленных растворов сводятся к управлению их структурно-реологическими показателями при заданном значении плотности. Здесь необходимо отметить, что зачастую зона АВПД в разрезе сопровождается наличием высоких температур, что значительно усложняет процесс строительства скважины.
9) Влияние агрессивной среды, в частности сероводорода. Поступление СО2 и H2S в раствор приводит к падению pH среды, с чем и связаны увеличения показателя фильтрации и структурно-реологических свойств традиционных буровых растворов. Поэтому буровой раствор должен быть устойчив к изменению водородного показателя, либо иметь в составе эффективный регулятор pH среды. Обязательным условием при бурении залежей с наличием сероводорода в составе пластового флюида является ввод поглотителя сероводорода, например на основе оксидов железа (нейтрализатор ЖС). В отличие от традиционных буровых растворов катионные системы не подвержены к загустеванию при снижении pH среды за счет попадания в раствор СО2 и H2S.
Таким образом, ввод любого компонента или изменение его концентрации оказывает влияние на свойства и полярность молекул воды, что в последующем приводит к изменению взаимодействий в системе бурового раствора. Управление свойствами и технологическими показателями буровых растворов сводится к регулированию полярности водородных связей в супраструктурах.
Литература:
1. Cупрамолекулярная химия. Пер. с англ.: в 2 т. / Джонатан В. Стид, Джерри Л. Этвуд. – М.: ИКЦ «Академкнига», Т.1. – 2007. – 480с.
2.Рамбиди Н.Г., Березкин А.В. Физические и химические основы нанотехнологий. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2008. – 456 с.
3. Соколов Н.Д. Сб. «Водородная связь». М., «Наука», 1964
4.Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.
5.Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.
ТЕМА6. 6.Полимеры для буровых растворов и технологических жидкостей. Классификация водорастворимых полимеров. Полисахариды. Синтетические водорастворимые полимеры. Катионные полимеры
Среди химических реагентов, применяемых в процессах нефтегазодобычи, водорастворимые полимеры (ВРП) играют особую роль при бурении скважин, добычи нефти и газа и повышения нефтегазоотдачипласта.ВРП применяют для создания и регулирования необходимых физико-химических и реологических свойств буровых растворов и технологических жидкостей: в качестве понизителей фильтрации; структурообразователей, загустителей; разжижителей; флокулянтов.
Классификация ВРП. Все ВРП делятся на полианионные, поликатионные, полиамфолитные, которые являются полиэлектролитами и полинеионогенные ВРП –неполиэлектролиты. По способу получения ВРП различают: природные, природные химически модифицированные и синтетические.
Полисахаридные ВРП
К полисахаридам относятся:
- полимеры, получаемые химической модификацией целлюлозы;
- крахмальные реагенты – природные и химически модифицированные;
- биополимеры, образующиеся в результате жизнедеятельности определенных типов микроорганизмов в различных питательных средах.
Фрагменты структур полисахаридов:
Na-соль КМЦ
Гуаровая смола (крахмал)
Ксантановая смола (биополимер)
Полисахариды на основе целлюлозы: анионные ВРП – Nа-КМЦ, Nа-ПАЦ, КМОЭЦ; неионогенные ВРП - ОЭЦ.
Основное назначение: понижение водоотдачи пресных (0,2-0,6%), минерализованных, сильноминерализованных (1,0-1,5%) глинистых растворов. Загущает пресные и разжижает минерализованные растворы. Анионные неустойчивы к 2-х валентным катионам магния и кальция, а неионные устойчивы. Устойчив температуре до 120-140оС. Диапазон рН 8-9.
Крахмал – это смесь полисахаридов. Используют кукурузный и картофельный крахмал. В состав крахмала входят 2 компонента: амилоза - линейный полимер, спиралевидные молекулы которого состоят из 200÷600 элементарных звеньев С6Н10О5 (молекулярная масса амилозы достигает 200 тысяч), и амилопектин с молекулярной массой 1 млн – разветвленный плохо растворимый полимер. Для улучшения растворимости крахмала в воде проводят его клейстеризацию при температуре или в щелочной среде.
Основное назначение крахмала: понижение водоотдачи сильноминерализованных глинистых растворов, содержащих соединения Ca и Mg. Концентрация крахмала 0,5-1,5% пресные системы до 3,0% соленые. Крахмал загущает растворы.
Недостатки: 1) низкая термостойкость (до 110-120ºС); 2) подвержен ферментации.
В результате жизнедеятельности микроорганизмов крахмал разлагается и теряет свои свойства. Подавить ферментацию можно: 1) повышением рН до 11-12; 2) применением минерализации (по NaCl не менее 250 кг/м3); 3) введениемантиферментаторов: формалин, фенол, аминныесоединения.Диапазон рН 8-10.
Биополимеры характеризуются высокой загущающей способностью, а их растворы – сильно выраженными псевдопластичными свойствами при малой концентрации полимера. Биополимеры устойчивы к действию солей.
Назначение биополимеров – загущение буровых растворов с малым содержанием дисперсной фазы. Концентрация биополимера 0,05-0,5%. Они способны улучшать фильтрационные свойства буровых растворов.
Недостатки: 1) ограниченная термостойкость (до 120ºС); 2) подвержены ферментативному разложению, поэтому требуют применения реагентов, препятствующих этому процессу. Диапазон рН 8-9.
Дата: 2019-02-25, просмотров: 256.
