Буровая технологическая жидкость является важным элементом для качественной и безаварийной проводки скважины. Часто появляется необходимость в улучшении и модернизации параметров этой жидкости, ввиду постоянно изменяющихся условий внутри скважины. Для вскрытия солевых отложений применяются растворы, насыщенные по слагаемой соли, при этом стоит отметить, что химико-физические свойства раствора могут измениться, тем самых привести к осложнениям, связанным со стабильностью ствола скважины. В статье рассматриваются вопросы влияния электролитов на свойства буровых растворов. Было выявлено, что реологические параметры могут сильно изменяться в среде электролита в зависимости от концентрации соли, фильтрационные свойства чаще всего ухудшаются, а набухание глин замедляется ввиду обменной адсорбции катионов электролита и глиносодержащей породы.
В процессе бурения скважин всегда есть необходимость в применении буровых технологических жидкостей, при этом с различными свойствами и определенными функциями. Основными функциями промывочных жидкостей являются: разрушение горной породы на забое (гидромониторная система промывки); удаление с забоя частиц горной породы и транспортирование шлама (вынос) на поверхность; охлаждение породоразрушающего инструмента; перенос гидравлической энергии от бурового насоса к забойным двигателям (при бурении с ГЗД) [7]. Стоит отметить, что при попадании в ствол скважины бурового раствора (БР) происходит независимое взаимодействие жидкости и глинистой породы, в результате чего происходит гидратация глин. В этой связи могут возникнуть два способа адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоев воды на плоских поверхностях кристаллических решеток частиц (которая обычно называется кристаллическим набуханием или поверхностной гидратацией) и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц [2, с. 39–42].
Набухание глин чаще всего происходит перпендикулярно направлению их слоистости в пласте, а глинистые породы слоистой текстуры обладают ярко выраженной анизотропией набухания [14]. Любое проявление анизотропии как признака упорядоченности дисперсной структуры независимо от состава и свойств горной породы может отразиться на устойчивости стенок ствола скважины, что в дальнейшем может привести к различного рода осложнениям и авариям. Было выявлено, что ввод полимерных добавок не способствует качественному сокращению набухания глин, а также не способствует увеличению силы притяжения между глинистыми частицами [3]. В этой связи в буровом растворе (полимерном, безглинистом) должны присутствовать ингибиторы набухания глин, в частности применение простых солей с катионами калия и/или кальция способствует размоканию и набуханию глинистых пород. При взаимодействии бурового раствора (содержащего катионы ) с глинистыми частицами происходит обменная адсорбция катионов и превращение натриевой глины в кальциевую или калиевую (иллит) глину, что влечет за собой прочное скрепление структурных слоев глины (пакетов) между собой, которые, соединяясь друг с другом, образуют основу кристаллической решетки глинистых материалов. В итоге происходят следующие важные процессы: ингибирование набухания, гидратации, разупрочнения и диспергирования глинистых пород [9].
В результате добавления простых солей в состав бурового раствора, свойства (бурового раствора) могут ухудшаться, в зависимости от концентрации и химического состава соли. Эта проблема весьма актуальна, так как при несоблюдении регламента рецептуры [15], а именно параметров бурового раствора, могут произойти непоправимые последствия: снижение механической скорости бурения, прихват инструмента и бурильных труб, поглощение технологической жидкости и разрушение стенок скважины.
В данной работе будут рассмотрены вопросы, связанные с влиянием солей в составе бурового раствора на реологические и фильтрационные свойства раствора. Помимо этого, будет рассмотрен вопрос набухания глин в среде электролитов.
Материалы и методика исследования свойств полимер-солевых буровых растворов
В качестве основы для исследования был взят полимерный раствор на основе ксантановой камеди марки XANTHAN GUM, концентрация полимера составляет 1,5 %. Ксантан – высокомолекулярный биополимер, синтезируемый бактериями рода Xanthomonas. Проявляет сильные загущающие свойства, при малых концентрациях обладает сильно выраженными псевдопластичными свойствами. Он является анионным полимером, при этом содержит большое количество неионогенных полярных групп [5]. Из этого следует, что его растворимость не зависит от степени диссоциации групп: способен работать в широком диапазоне pH, растворимость и работоспособность сохраняется в растворах различной минерализации. Недостатком является ферментативная неустойчивость, требуется поддержание высоких значений pH и обработка бактерицидом. Ксантан может выполнять функцию загустителя и структурообразователя в полимерных растворах и является эффективным при обработке минерализованных буровых растворов [1].
В качестве простых солей были рассмотрены три типа: CaCl2, NaCl, KCl. Их концентрация составляла от 0,5 до 20 % от объема в составе раствора [8]. В зависимости от концентрации соли в буровом растворе будут рассмотрены следующие показатели: пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), показатель фильтрации и % набухания глинистого образца.
Реологические параметры измерялись на ротационном вискозиметре Fann-35. ДНС косвенно показывает прочностное сопротивление технологической жидкости течению. Пластическая вязкость (PV) показывает долю эффективной вязкости, возникающей вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.
Фильтрационные свойства бурового раствора были измерены с помощью стандартного фильтр-пресса [4]. В него помещается образец бурового раствора, насыщенного по определённой соли и в течение 30 минут, полученный фильтрат показывает количество свободной жидкости в растворе, при этом замеры производят при разных концентрациях.
Для измерения набухания глин использовался прибор ПНГ-1. В качестве образца глины было использовано тесто из бентонитового глинопорошка с содержанием влаги 15 % [6]. Глинистую массу помещали в кольцевое пространство прибора и заполняли буровым раствором, насыщенным солью. Время, за которое глина набухала, составляло 24 часа, после снимали показатели с индикатора.
