Исследование реологических параметров бентонита в буровых растворах

В течение десятилетий в нефтяной, газовой и геотермальной буровой промышленности применялись суспензии водно-бентонитовой глины. Многофункциональные буровые растворы требуются для транспортировки горных выработок на поверхность, смазки и охлаждения бурового долота и применения гидростатического давления в стволе скважины для обеспечения безопасности скважин. Более глубокие пробуренные скважины требуют более сложных буровых растворов из-за изменений давления, температуры и геологических пластов. Буровой раствор может вступать в реакцию с определенными типами образования или давление может вызвать растрескивание породы, что приводит к массовому уходу жидкости в пласт [1]. Следовательно, необходимо не только повысить про- изводительность бурового раствора на основе бентонита, но и контролировать работу буровых растворов во время буровых работ [2]. Основная функция бентонита заключается в увеличении вязкости бурового раствора и уменьшении ухода бурового раствора в пласт. Бентонит хорошего качества должен содержать преимущественно монтмориллонит [3]. Бентонит часто содержит другие глинистые минералы, такие как иллит, каолинит и неглинистые компоненты, такие как кварц и полевой шпат [4].

Объекты и методы исследований

Для данного исследования использовалась коммерчески гуаровая камедь чистотой 100%, желтовато-белого цвета, чей рН варьировался от 5,5 до 6,2 (1% раствор) и плотность при 25°С составляла 0,8 г / см3, а также доступный бентонит. Химический состав бен- тонита был идентифицирован с использованием рентгеновской дифракции.

Для эксперимента были использованы общепринятые методы определения физикохимических свойств:

Вискозиметрический метод Уббелоде (Ubbelohde –Viskosimeter 501 11).

Метод сканирующей электронной микроскопии РЭМ JSM-6490LV.

Исследование реологических параметров буровых растворов проводили в интервале температур 25^70 ° С.

Измерение рН среды растворов проводили с помощью рН-метра при комнатной температуре.

Результаты и их обсуждение

Монтмориллонит – минерал, распространенный среди глин. Химический состав не постоянный, зависит от содержания воды. Наличие монтмориллонита в глинах можно заподозрить по сильному набуханию от влаги. Но без химических анализов рентгенометрических исследований, точная диагностика невозможна (табл. 1-2).

Таблица 1 – Минеральный состав бентонитовой натриевой глины

Минеральный состав	%
Монтмориллонит	90
Кальцит	2,04
Полевые шпаты	1,5
Фосфаты	0,02
Рутил (TiO2)	0,58
Гипс	1,34
Гидрооксиды железа	4,52
Итого	100

Таблица 2 – Данные рентгеноструктурного анализа бентонитовой натриевой глины

Вещество	%
Na 2 O	4,18
MgO	3,01
Al 2 O 3	18,03
SiO 2	50,9
P 2 O 5	0,02
K 2 O	0,06
CaO	1,34
TiO 2	0,58
MnO	0,07
Fe 2 O 3	4,52
Потерия веса при прокаливании при 10000С	17,29

а)                             б)

Рисунок 1 - Термогравиметрический анализ (ТГА) на бентонитовой глине, гуаровой смоле и комплекса (a) ТГА и (б) ДТГ

Получены результаты термогравиметрического анализа (ТГА) и дифференциальной термогравиметрии (ДТГ) для бентонита, гуаровой смолы и бентонита, модифицированного 1% гуаровой смолой. Обезвоживание бентонита и гуаровой смолы проводили в три этапа, как показано на рисунке 1, ниже 120°С, свободная вода (межпластинчатая вода не связана с обменным катионом и водой между глинистыми частицами). Между 120°С и 400°С вода связана с обменным катионом межпластового пространства. Потеря массы между 450 и 650°С обусловлена обезвоживанием глинистых минералов, таких как силикат алюминия, и между 650 и 800°С обезвоживанием силиката кальция, как показано на рисунке 1. Скорость нагрева, используемая в данных испытаниях, составляла 10°С/мин, что не позволяет обеспечить равновесие потери веса при 105°С (стандартная темпера- тура для определения свободной воды), как показано на рисунке 1 (б).

Пластическая вязкость для буровых растворов с содержанием бентонита 2%, 4% и 8% в отсутствие гуаровой смолы при температуре 25°С составляет 6,9 сП, 13,8 сП, 48,6 сП соответственно. При модификации бентонитовых буровых растворов с концетрацией бентонита 2% и 8% был 1% гуаровой смолы (по общей массе бурового раствора) при комнатной температуре пластическая вязкость увеличивается на 78 и 45% соответственно, как показано на рисунке 2. При увеличении температуры от 25 до 85°С для бурового раствора с 8% бентонита, модифицированного 1% гуаровой смолы, наблюдается уменьшение пластической вязкости от 66,9 сП до 49,1 сП, что на 26% меньше, чем показано на рисунке 2 (с).

с)

Рисунок 2 - Зависимость пластической вязкости от температуры для бентонитовых буровых растворов, модифицированных гуаровой смолой 2% бентонитом (а), 4% бентонитом (б), 8% бентонитом (с)

Визуальная вязкость контрольного бурового раствора с 2% и 8% бентонита при комнатной температуре составляла 7,9 сП и 63,9 сП соответственно, как показано на рисунке 3. Бентонитовый буровой раствор, модифицированный 1% гуаровой смолой (по общей массе бурового раствора) при комнатной температуре показал увеличение кажущейся вязкости от 47% до 114% в зависимости от количества бентонита в буровом растворе и температуры. Повышение температуры от 25 до 85°С для бурового раствора с 8% бентонитом, модифицированным 1% гуаровой смолой, уменьшило кажущуюся вязкость с 95,4 до 67,5 сП, как показано на рисунке 3 (б).

а)                             б)

Рисунок 3 - Зависимость кажущейся вязкости от температуры для бентонитовых буровых растворов, модифицированных гуаровой смолой 2% бентонитом (а),8% бентонитом (б).

Заключение

• 1.    При увеличении содержания бентонита с 2% до 8% при комнатной температуре пластическая вязкость бурового раствора увеличилась с 6,9 сП до 48,6 сП. Пластическая вязкость увеличилась с 45% до 80% в зависимости от содержания бентонитовой глины и температуры бурового раствора.

• 2.    Визуальная вязкость бурового раствора увеличилась с 7,9 сП до 63,9 сП, когда содержание бентонита увеличилось с 2% до 8% при комнатной температуре. Визуальная вязкость увеличилась на 40% до 95% в зависимости от содержания бентонита и температуры бурового раствора.