Научно-практические основы получения буровых растворов и регулирования их технологических свойств механо - химическим воздействием (стр. 2 )

На основании экспериментальных исследований разработаны новые составы углеводородных жидкостей с использованием: растворителя окисленного битума « Повяма »; госсиполовой смолы; продуктов омыления госсиполовой смолы и каустической соды.

Углеводородные растворы на основе реагента “Повяма”, позволяют без подогрева дисперсионной среды производить растворение высокоокисленного битума. Поэтому приготовление данного раствора сводится к растворению высокоокисленного битума в“Повяме” и последующего разбавления раствором остальных компонентов в дизельном топливе.

Таблица 2

Влияние дезинтеграторной обработки на технологические показатели ИБР

Содержание извести в 1 м3 ИБР, т	Способ приготовления	Технологические показатели ИБР
r, кг/м³	Т, с	СНС1/10, Па	Ф, см3	С, кг/м3	содержание воды, %
0,30	обычный	1040	60	0,1/0,6	2,0	30	3
0,15	дезинтеграторный	1010	105	0,6/2,0	0	0	0
0,30	обычный	1300	150	0,2/0,7	1,0	70	3
0,15	дезинтеграторный	1300	150	0,8/2,2	0	0	0

Углеводородные растворы на основе госсиполовой смолы. Госсиполовые растворы по своему составу малокомпонентны и включают дизельное топливо, госсиполовую смолу (ГС), структурообразователь (органофильный бентонит (ОБ) или асбест), сульфонол и утяжелитель. Приготовление госсиполового раствора осуществляется в обычных перемешивающих емкостях без привлечения дополнительного оборудования. Госсиполовая смола обеспечивает углеводородным растворам удовлетворительные реологические и фильтрационные свойства (табл.3).

В качестве структурообразователя вместо органофильного бентонита или асбеста можно использовать продукты омыления госсиполовой смолы и каустической соды. В этом случае в качестве утяжелителя применяется тонкодисперсный известняк ( мел ).

Таблица 3

Технологические показатели госсиполовых растворов

№	Состав раствора	Показатели раствора
r, кг/см³	ηпл, мПа·с	τ0, Па	Ф, см³
1	ДТ + 7 % ОБ	900	6	6,4	>40
2	ДТ + 7 % ОБ + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола	900	15	3	3
3	№ 2 + 150 % барит + 1,5 % сульфонол	1740	52	12	4
4	№ 2 + 150 % барит + 1,5 % сульфонол + 3 % окисленный битум	1740	47	7	0,4
5	ДТ + 4 % ОБ + 1 % сульфонол. + 15 %, госсиполовая смола	900	24	6,4	2
6	ДТ + 1 % асбест + 1 % сульфонол. + 5 %, госсиполовая смола	870	9	2,4	5
7	№ 6 + 3 % окисленный битум	870	10	2,2	1

С увеличением количества каустической соды при содержании госсиполовой смолы 10% и 15% условная вязкость возрастает, а показатель фильтрации снижается (рис.4). Приготовление этих растворов обычным способом требует большого расхода компонентов. Использование дезинтеграторной активации улучшает показатели углеводородных растворов при одновременном снижении расхода материалов. Одним из существенных недостатков гидрофобных эмульсий является снижение показателя электростабильности с увеличением содержания водной фазы. Для получения качественной гидрофобной эмульсии с высоким значением показателя электростабильности необходимо применение высокоэффективного перемешивающего оборудования для гомогенизации системы.

Рис.4. Изменение фильтрации и условной вязкости углеводородного раствора от содержания 1,4 – вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 10%; 2,3 – вязкость и фильтрация, соответственно, при содержании госсиполовой смолы 15%

Так, исходный раствор, приготовленный на лопастной лабораторной мешалке при 14000 об/мин, имеет низкое значение показателя электростабильности (U, В) и неудовлетворительные реологические и фильтрационные показатели (табл. 4). Применение дезинтеграторной технологии при приготовлении гидрофобной эмульсии позволяет существенно повысить значение показателя электростабильности, причем с увеличением интенсивности воздействия показатель электростабильности возрастает (табл. 4). Таким образом, установлено, что механохимическая активация в дезинтеграторной установке одновременно существенно улучшает реологические и фильтрационные характеристики углеводородных растворов.

Таблица 4

Влияние дезинтеграторной активации на показатели гидрофобных эмульсий

№	Состав раствора	Режим обработки, об/мин	Показатели раствора
U, В	Ф, см3	hпл, мПа×с	t0, Па
1	[(ДТ + 1% ОБ + 5%ГСоб.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 17 об.% ]+ 3% эмультал		600	6	4	0,5
10000	более 2000	2	8	2,4
15000	более 2000	2	6	1,5
2	[ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГСоб.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 33 об.%] + 3% эмультал		400	5	18	2,5
10000	1200	4	17	4,9
15000	1400	3	14	3,5
3	[ (ДТ + 1% ОБ + 5%ГСоб.% (рассол CaCl2 плотностью 1250 кг/см3) – 50 об.% ]+ 3% эмультал		50	10	37	5,8
10000	700	5	35	8,3
15000	800	4	33	8,3

Для приготовления и регулирования свойств буровых растворов применялся лабораторный дезинтегратор DESI-12 с максимальной скоростью частотой вращения роторов до 18000 об/мин. Изучение свойств буровых растворов проводили стандартными методами с определением: плотности, условной и пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, фильтрации и др.

Для оценки устойчивости глинистых пород использовались искусственные образцы бентонитового, нефтеабадского и палыгорскитового глинопорошков и образцы глинистых пород из бурящихся скважин, характеризующихся неустойчивым поведением. Оценка значимости экспериментальных работ проводилась по программе “STATISTICA” для WINDOWS-95.

На основании анализа полученных результатов по механохимической активации буровых растворов с различной дисперсионной средой можно заключить, что дезинтеграторная технология приготовления дисперсных систем является наиболее эффективной и энергоресурсосберегающей по сравнению с существующими.

В третьей главе рассмотрены проблемы и технологические решения для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Физико-химическое действие раствора вызвано воздействием дисперсионной среды на проходимые породы. Поведение глинистых пород, прежде всего, обусловлено их гидрофильностью. Физико-химическое влияние фильтрата бурового раствора на свойства глинистых пород рассматривается через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил. Считается, что все эти силы в зависимости от минералогического состава глин, степени литификации, естественной влажности и т. п. в разной степени выражаются в степени набухания, усадке, размокании, приводящем к их разупрочнению.

Экспериментальные исследования и практические результаты, полученные при строительстве скважин, показывают на правомерность этих представлений. Однако управление глубиной проникновения фильтрата в глинистые породы за счет снижения показателя фильтрации, изменения солевого состава не позволяет в полной мере предотвратить процесс увлажнения и последующее разрушение глины.

Группой ученых (, , ) для сохранения устойчивости глин путем закупорки микро - и макротрещин (пор) на стенках скважины и снижения скорости увлажнения пород было предложено вводить в буровой раствор углеводородные соединения. Опыт использования гидрофобных добавок в гидратационноактивных глинистых отложениях Прикаспийской впадины показал, что их применение не всегда позволяет сохранить ствол скважины устойчивым. Этот факт явился основанием для проведения исследований, с целью изучения механизма гидрофобной кольматации и ее влияние на устойчивость глин.

Проведенными исследованиями установлены механизмы гидрофобной кольматации, реализация которых происходит: механическим путем за счет кольматации (закупорки) и адгезионного закрепления гидрофобными материалами микро - и макротрещин (пор); физико-химическим путем за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Для достижения эффективной гидрофобной кольматации глинистых пород гидрофобными кольматантами, по первому варианту, необходимо производить целенаправленное регулирование: краевого угла смачивания породы гидрофобным кольматантом в среде бурового раствора (q); поверхностного натяжения на границе раздела фаз гидрофобный кольматант - буровой раствор ( s); адгезионных сил между породой и гидрофобным кольматантом (Wа) и сил когезии гидрофобного кольматанта (Wк); коэффициента растекания К = Wа – Wк и т. д.