Исследование вязкостных свойств буровых растворов на основе полисахаридагеллана

Впервые полимерные растворы начали применяться в США в начале 60-х годов. В СССР полимерные буровые растворы впервые нашли применение лишь в первой половине 70-х годов.

Технологическая эффективность полимерных буровых растворов обусловлена целым рядом специфических характеристик, присущих только им и отличающих их от других реагентов. К этим характеристикам полимеров относят огромную молекулярную массу, конформационное и конфигурационное многообразие, определенную и вполне удовлетворительную прочность цепи макромолекулы, а также полиэлектролитные свойства и способность к межмолекулярным взаимодействиям, т.е. поверхностную активность.

Молекулярная масса полимеров, используемых при бурении скважин, варьирует от 104 до 107 у.е. Многочисленными исследованиями было установлено, что полимерные растворы характеризуются псевдопласти-ческим режимом течения, проявляющемся в том, что вязкостные свойства полимерных растворов в значительной степени зависят от скорости сдвига.

В диапазоне скоростей сдвига, характерных для течения в затрубном пространстве, полимерный раствор имеет повышенную вязкость, что способствует более полному выносу выбуренной породы на поверхность и повышает устойчивость стенок скважины, за счет адсорбции полимера на породе.

Применение полимерных растворов позволяет создавать малопроницаемые корки, пленки-корки, уменьшающие влагоперенос фильтрата бурового раствора в глинистые породы и тем самым, обусловливающие длительную устойчивость стенок скважины.

Флокулирующие свойства полимеров обусловливают высокую степень очистки безглинистых растворов от частиц выбуренной породы.

В последние годы считается, что лучшей полимерной основой для буровых растворов служат реагенты полисахаридной природы - производные целлюлозы, геллана и крахмала, которые кроме перечисленных выше преимуществ полимеров проявляют высокие эксплуатационные свойства, одновременно легко подвергаются деструкции и тем самым сохраняют естественную проницаемость коллекторов и не загрязняют окружающую среду [1]. Полисахариды способны во время строительства скважины образовывать коль-матационный экран, способный не пропускать фильтраты буровых и цементных растворов в продуктивный пласт и со временем саморазрушаться (деструкция до простых сахаров), восстанавливая первоначальную проницаемость коллектора.

Широкое применение полимеров в составе бурового раствора позволяет сократить расход химических реагентов и материалов, уменьшить затраты физического труда, что способствует сокращению сроков строительства скважин и экономии материальных затрат.

Недостатки полимерных растворов: низкая стойкость к действию ионов кальция и других поливалентных металлов; высокая стоимость импортных ВМВ (3…16 тыс. долларов за тонну).

Для конкретных условий бурения необходимо подбирать оптимальный тип промывочной жидкости. Причиной этому является неспособность определенного вида бурового раствора одинаково эффективно выполнять весь перечень функций и соответствовать всем видам условий.

Значения условной и пластичной вязкости, показатель фильтрации являются важными реологическими свойствами, которые определяют качество бурового раствора.

Достаточный уровень условной вязкости бурового раствора необходим для того, чтобы выносить частицы выбуренной породы на поверхность скважины. Если частицы остаются в скважине, они начинают поглощать буровой раствор, что нежелательно. Тем не менее, слишком высокая вязкость оказывает негативное влияние на очищение бурового раствора, т.к. способствует повышению гидравлического сопротивления в циркуляционной системе скважин. Показатель пластичной вязкости оказывает прямой эффект на процесс бурения, т.к. характеризует внутреннее трение слоев дисперсионных сред, диспергированных частиц и межфазовое взаимодействие.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность буровых растворов фильтровать определенные элементы жидкой фазы. Эта величина определяется количеством дисперсионной среды, которая проходит сквозь фильтр под воздействием перепада давления за определенную единицу времени [2-3].

С применением качественного бурового раствора, заданного состава и свойств, произ- водится одновременное успешное вскрытие отложений, отличающихся по характеру возможных осложнений. Таковыми могут быть водо- и газопроявляющие горизонты и неустойчивые глины, надсолевые, солевые и подсолевые отложения[4,5].

Полисахариды применяются в нефтяной отрасли как реагенты для выравнивания фронта заводнения, в качестве буровых растворов, промывочных и тампонажных жидкостей [6].

Геллан (геллановая камедь, келкогель) является внеклеточным полисахаридом, вырабатываемым Pseudomonaselodea. Геллановая камедь, впервые обнаруженная в 1978 г., продуцируется штаммами Sphingomonaselodea (ранее Pseudomonaselodea).

Объекты и методы исследований

Объектами исследования были водные растворы геллана концентрациями от 0,2 до 0,5 г/дл.

В ходе работы были использованы соли такие как NaCl, KCl, CaCl 2 , MgCl 2 при различных нормальностях.

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 предложенных буровых растворов, RHEOLABQC фирмы AntonPaar (Австрия) в интервале температур 25^70 ° С.

Измерение рН среды растворов проводили с помощью рН-метра “Mettler-Toledo МРС-227” (Швейцария) при комнатной температуре.

Значения СНС определяли на приборе СНС – 2.

Показатель фильтрации промывочных жидкостей определяли на приборе ВМ-6.

Толщину фильтрационной корки измеряли на приборе ВИКА ИВ-2.

Результаты и их обсуждение

На вязкостные характеристики полисахаридов существенное влияние оказывает температура.

В ходе исследования были взяты растворы геллана с концентрациями 0.05; 0.075; 0.1 г/дл. На рисунке 1 приведены кривые зависимости изменения вязкости водных раст- воров геллана с повышением температуры от 25 до 70°С. Из кривых, приведенных на рис.1, видно, что наблюдается резкое уменьшение вязкости водного раствора при повышении температуры. Значительное понижение вяз- кости раствора геллана свидетельствует о том, что макромолекулы геллана при повышенных температурах существуют в виде расплетенных единичных клубков.

Рисунок 1 - Влияние температуры на приведенную вязкость растворов геллана.

На рисунке 2 представлена зависимость вязкости геллана с концентрацией 0,1 г/дл в зависимости от концентрации солей NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2.

Рисунок 2 - Влияние солей на вязкость растворов геллана.

Из кривых зависимости вязкости раствора геллана с концентрацией 0,2 г/дл от концентрации солей NaCI, KCI, MgCI2, приведенных на рис.2, видно, что вязкость повышается, а затем происходит гелеобразование (0,01н для KCl и 0,1н для NaCl). При добавлении MgCl2 вязкость монотонно растет, а гелеобразование наблюдается при более низких концентрациях соли 0,006н. Такой золь-гель переход раствора геллана связан с образованием двойных спиральных структур, роль

«мостиков» в которых играют одно- и двухвалентные катионы металлов.

Буровые растворы (БР) должны иметь высокую вязкость при низких скоростях сдвига и низкую при высоких. Это необходимо для удержания выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке бурения и низкое сопротивление течению при циркуляции буровых растворов, чтобы не создавать дополнительное давление на проницаемые пласты в кольцевом пространстве скважины.

В этой связи можно предположить, что для обеспечения псевдопластичного поведения в состав буровых растворов должны входить смесь геллана и других углеводов.

Заключение

Проведенные исследования показали, что в буровых растворах полисахарид геллан проявляет себя как гелеобразующий агент.