В ряду синтетических высокомолекулярных соединений, применяемых для обработки промывочных жидкостей, следует выделить полиакриламид, молекулярная масса которого достигает 6×10⁶ у.е. Из известных синтетических полимеров такие же значения молекулярной массы имеет лишь полиэтиленоксид, который редко применяется при бурении скважин из-за дефицита.

Отечественный полиакриламид выпускается без контроля таких характеристик как молекулярная масса, молекулярно-массовое распределение, степень гидролиза; производится неочищенным, по разным технологиям (известковой, аммиачной). Все это вызывает трудности в применении полиакриламида (ПАА) для обработки промывочных жидкостей.

В ряде рецептур полимерных буровых растворов вместо ПАА используется гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) [7]. 

Для приготовления 1 м³ безглинистого бурового раствора требуется 975 - 970 л воды и 25 - 30 кг ПАА (8 %-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5 %-ный раствор ПАА из расчета 10-20 л/м³.

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование реологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганичес­кие электролиты.

При бурении в набухающих и неустойчивых глинистых сланцах используют полимерные недиспергирующие растворы, содержащие два (или более) акриловых полимера различ­ной молекулярной массы, из которых один, обычно высокой (10÷15)·10⁶ молекулярной массы (ПАА) выполняет функции флокулянта и ингибитора глин, другой — средней (2÷6) 10⁵ молекулярной массы (сайпан, М-14, метас, гипан, НР-5) обладает свойствами понизителя фильтрации и загустителя.

Обычно их применяют в соотношений 1 : 5- 1 : 10.

В случае повышения содержания глинистой фазы в растворе используются недиспергирующие разжижители-дефло-кулянты (НТФ, ПАК).

Типичные рецептуры полимерных недиспергирующих растворов на основе акриловых полимеров приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1 – Полимерные растворы на основе акриловых полимеров

Полимерные буровые растворы на основе

Полисахаридов

В последнее время в мировой практике бурения для вскрытия продуктивных пластов применяют буровые растворы, содержащие в своем составе полисахариды.

Схематически полисахариды представляют собой совокупность макромолекулярных цепей, образованных антигликозидными циклами различных углеводородных остатков, сцепленных непрочными гликозидными связями, а между цепями ван-дер-ваальсовыми силами, водородными связями или поперечными мостиками. Обилие функциональных групп обусловливает реакционную активность цепей и придает им характер полиэлектролитов. Природа углеводородных, функциональных групп, степень замещения, полимеризации и ветвления, однородность полимера, а также характер связей, конформация цепей и структур определяют коллоидно-химические свойства этих реагентов. Все они различаются по стабилизирующей способности и обладают сравнительно невысокой термической, ферментативной и гидролитической устойчивостью. Из исходных полисахаридов их получают путем деполимеризации и введения достаточного количества функциональных групп с тем, чтобы обеспечить водорастворимость и необходимый уровень физико-химической активности. Таким образом, свойства будущего реагента непосредственно связаны с природой исходного полисахарида.

Так, Окуневым М.С., Сергиенко Л.П. и др. предложен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий карбоксиметилцеллюлозу 0,8-1,2 %, запечную пыль, уловленную электрофильтрами цементнообжиговых печей 16,8-37,2 %, борную кислоту или тетраборат натрия 0,1-0,1 % и воду [8]. Оригинальные и не традиционно используемые реагенты, дают возможность применения раствора только в единичных случаях.

Третьяк А.Я. предложил буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу 0,5-2,0 %, декстриновую крошку - смесь углеводородов, образующихся при гидролизе картофельного и маисового крахмала 0,5-2,0 % и воду [9]. Декстриновая крошка является кольматационным наполнителем, а остальной состав раствора очень чувствителен к полисолевой минерализации, поэтому применение данного раствора носит ограниченный характер - только в пресных системах.

Тем же автором предложен состав раствора, который содержит декстриновую крупу 0,5-3 %, КМЦ 0,5-2,0 %, едкий натр 0,1 % и воду [10]. Наличие каустической соды создает повышенное значение рН среды (до 14), что ограничивает их применение в условиях использования алюминиевых труб и негативно сказывается на устойчивости стенок скважины.

Хариев И.Ю. предложил использовать для вскрытия продуктивных пластов буровой раствор, содержащий КМЦ 0,5-5,0 %, крахмал 1-3 % и воду [11].

Разработаны ряд промывочных жидкостей на основе крахмала с добавками ферментных препаратов типа эндополигамектуролозы или амилолитических ферментов [12,13]. Однако действия и свойства ферментов в пластовых условиях еще не достаточно изучены, их влияние на коллекторские свойства пласта и нефтенасыщенность неоднозначны, поэтому применение таких промывочных жидкостей ограничено.

Ряд полисахаридных реагентов имеет некоторые недостатки.

Так, глюкогеновая кислота и ее соли являются пищевыми продуктом и кроме того они дорогостоящи [14-16].

Декстрины не обеспечивают регулирование физико-химических свойств ни в пресных, ни в минерализованных системах. Декстриновая крошка может применяться в качестве кольматационного наполнителя [9,10].

При использовании гуаровой смолы в безглинистом буровом растворе, раствор имеет предельно высокие реологические значения. При снижении реологических свойств до значений, приемлемых в бурении, происходит резкий рост показателя фильтрации.

Карбоксиметилцеллюлоза очень чувствительна к полисолевой минерализации. Установлено, что в случае применения полимерсолевых растворов на основе КМЦ (раствор NaCl + КМЦ) наблюдается ухудшение гидродинамической связи в системе скважина-пласт. В результате взаимодействия фильтрата с пластовым флюидом (нефть и пластовая вода) и породой коллектора происходит снижение продуктивности нефтесодержащих объектов до 50% [11].

В литературе имеются сведения о применении калиевых целлюлозных полимеров - калиевая карбоксиметилцеллюлоза (К-КМЦ) и калиевая полианионная целлюлоза (К-ПАЦ). Их использование позволяет получить ингибирующий калиевый раствор эффективный при бурении неустойчивых глинистых сланцев. На практике К-КМЦ и К-ПАЦ были испытаны при бурении скважин в различных районах Италии. Использование систем растворов на основе этих полимеров позволило, из-за сокращения затрат времени на борьбу с осложнениями, снизить общую стоимость бурения на 25% [17].

Важным вкладом в совершенствовании растворов с низким содержанием твердой фазы было применение ксантановой смолы, образующейся в результате жизнедеятельности микроорганизмов ксантомоноскомпестрис. Данный полимер обеспечивает высокую несущую способность раствора на пресной или минерализованной воде. При низких скоростях сдвига этот полимер обладает хорошей способностью удерживать во взвешенном состоянии твердую фазу, но его вязкость заметно снижается с увеличением скорости сдвига.

Разработаны ряд промывочных жидкостей на основе крахмала с добавление ферментных препаратов типа эндопалигамектуролозы или амилолипических ферментов. Однако действие и свойства ферментов в пластовых условиях еще недостаточно изучены. Их влияние на коллекторские свойства пласта и нефтенасыщенность неоднозначны, поэтому применение таких промывочных жидкостей ограничено [81,82].

Анализ зарубежных и отечественных рецептур буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта все же показывает, что наиболее распространенными и доступными реагентами для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств являются крахмалсодержащие реагенты. Одним из свойств крахмала является его хорошая пленкообразующая способность, а также саморазрушение во времени.

Крахмал представляет собой природную смесь полисахаридов (амилоза и амилопектин) с общей формулой (С₆Н₁₀О₅)_n. Крахмал образуется в результате фотосинтеза в листьях растений и откладывается в корневищах, клубнях и зернах[18,19].

В крахмале содержится 15-20 % амилозы и 75-80 % амилопектина. Эти фракции обладают различными свойствами.

Молекулы амилозы представляет собой линейные и слабо разветвленные спиралеобразные цепи. Амилоза в разбавленных растворах крахмала легко ассоциируется и осаждается. Это явление называется ретроградацией. В более концентрированных растворах это придает крахмалу способность к образованию геля.

Амилопектин сильно разветвлен и обладает дихотомической структурой. Амилопектин устойчив в растворе и не обнаруживает склонностей к ретроградации.

Крахмал белый порошок (под микроскопом зернистый) не растворим в холодной воде; в горячей набухает, образуя коллоидный раствор (крахмальный клейстер). При этом вода проникает между молекулами крахмала и нарушает водородные связи. Во время нагревания нарушается структура крахмальных зерен. Вначале идет органическое набухание, затем крахмальное зерно увеличивается в несколько раз, поглощая еще большее количество воды, оно - разрушается, теряя форму. Полное растворение крахмала невозможно, так как макромолекулы амилозы группируются в пучки или парокристаллические фибриллы.

Клейстеризация крахмала может быть достигнута не только путем нагревания, но и другими способами, для этого его необходимо модифицировать. Достигается это путем преобразования многочисленных функциональных групп углеводородных цепей и их деполимеризацией.

Наличие гликозидных связей обусловливает возможность гидролиза в результате нагревания, действия кислот, щелочей, окислителей и ферментов. Концевые альдигидные группы позволяют осуществлять реакции конденсации и окисления. Большое количество спиртовых гидроксилов дает возможность реакции окисления, этерификации, образованию алкоголятов. Возможно также модифицирование с образованием поперечных связей, придающим макромолекулам особую устойчивость. Во всех случаях достигается клейстеризация – основной механизм образования коллоидных крахмальных растворов [20].

Бромиды, иодиды, роданиды натрия и некоторые другие соли усиливают набухание крахмала и позволяют клейтеризировать его на холоде. Обработка йодом улучшает стабилизирующие действия крахмала.

Имеются различные методы модификации крахмала путем декстринизации кислотой, фосфатирования, окисления, обработкой ферментами, аминами, альдегидами и т.д.

Крахмал подвержен физической, химической и биологической деструкции. Реакции деструкции протекают с разрывом химических связей в главной цепи макромолекулы с образованием макрорадикалов. Свободные макрорадикалы могут инициировать реакцию деструкции.

При помощи ферментов и бактерицидов можно управлять процессом деструкции крахмала, а следовательно регулировать формирование и разрушение кольматационного экрана.

Водные растворы ПАВ

Наиболее приемлемым с экономической и технологической точки зрения методом обеспечения сохранности продуктивных пластов нужно признать использование синтетических ПАВ, изменяющих физико-химическую природу фильтрата, что позволяет вместе с другими технологическими приемами обеспечить наименьшее снижение проницаемости нефтенасыщенных коллекторов. Изучению влияния ПАВ на процессы адсорбции и смачиваемости горных пород посвящено достаточно большое количество работ [21-24].

Синтетические ПАВ должны удовлетворять следующим требованиям: полностью растворяться в пластовой и технической воде; снижать межфазное натяжение на границе раздела «фильтрат бурового раствора – нефть» при возможно малых концентрациях; повышать смачиваемость поверхности коллектора нефтью, т.е. обладать гидрофобизирующими свойствами; незначительно адсорбироваться на поверхности кварцевых, карбонатных и глинистых пород; предупреждать образование в ПЗП эмульсии, а если она образуется, то снижать ее стойкость; предупреждать коагуляцию твердой фазы бурового раствора и шлама и не допускать выпадения их в осадок; способствовать вскрытию пласта при минимальных затратах; не оказывать влияния на основные параметры раствора.

Добавки ПАВ к технической воде позволяют:

- Интенсифицировать процесс разрушения горных пород на забое. Это объясняется следующим. В процессе бурения горная порода в зоне контакта с долотом покрывается сетью макро- и микротрещин, которые после снятия нагрузки смыкаются и таким образом, работа, затраченная на их образование в последующем не используется для облегчения разрушения горных пород. При адсорбции ПАВ на поверхности таких микротрещин, их смыкание предотвращается, обеспечивая тем самым как бы понижение прочности горных пород в зоне предразрушения (эффект П.А. Ребиндера, 1928 г.).

- Снизить силу трения между стенками скважины (аксиальное трение) и бурильными трубами, а также износ последних. Материал бурильных труб и горные породы гидрофобны, поэтому молекулы ПАВ адсорбируются на них своими гидрофобными (углеводородными) частями. Образующиеся в результате граничные пленки («молекулярный ворс») способны значительно уменьшить трение и износ контактирующих в скважине поверхностей.

- Повысить износостойкость породоразрушающего инструмента за счет образования аналогичной граничной пленки на вооружении и опорах долот.

В практике бурения наиболее часто применяют водные растворы ОП-7, ОП-10, сульфонола и превоцела.

Область применения водных растворов ПАВ та же, что и у технической воды.

Однако их преимущества говорят о необходимости и целесообразности добавок ПАВ к технической воде (полимерным и другим растворам) практически во всех случаях, когда это возможно (исключение: бурение в зонах поглощений и вскрытие водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения).

ПАВ рекомендуется вводить в буровой раствор и перед вскрытием нефтяных пластов.

Солевые буровые растворы

Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl₂) могут применяться в качестве очистных агентов в следующих случаях:

- при бурении в многолетнемерзлых породах (ММП);

- при бурении в отложениях солей;

- для глушения скважин при капитальном ремонте (в качестве жидкости глушения);

- в качестве буферной жидкости при тампонировании скважин.

При бурении скважин в ММП (распространены более чем на половине территории России, мощность их доходит до нескольких сотен метров, температура достигает – минус 9 ºС, обычно - минус 4-6 ºС) применяются водные растворы NaCl, реже CaCl₂.

Концентрация соли в растворе выбирается в соответствии с температурой ММП.

Незамерзающие водные растворы солей обладают такими же свойствами, как и техническая вода, но в отличие от воды имеют более высокую плотность и повышенное коррозионное воздействие на металл.

Они не пригодны для бурения в мерзлых породах, сцементированных льдом, так как вызывают его таяние.

Водные растворы солей рационально применять только при бурении плотных, устойчивых, «сухих» мерзлых пород.

При проходке мощных пластов солей во избежание образования каверн применяют насыщенные растворы этих солей:

- при проходке галита (NaCl) - раствор NaCl;

- при проходке сильвина (KСl) - раствор KCl;

- при проходке бишофита (MgCl₂×6H₂O) - раствор MgCl₂;

- при проходке карналлита (КMgCl₃×6H₂O) - раствор (КСl + MgCl₂).

С повышением температуры растворимость солей увеличивается. Поэтому в глубоких скважинах циркулирующая жидкость в призабойной части способна растворять соль, а в верхней части скважины, где её температура понижается - выделять соль в виде кристаллов (рекристаллизация).

Таким образом, водные растворы солей могут использоваться при проходке пластов солей, залегающих лишь в верхних интервалах скважин.