Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности бурения скважин на месторождениях арктического шельфа 7
1.1 Геолого-технические условия строительства скважин на месторождениях арктического шельфа 7
1.2 Буровые растворы, применяемые при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях 10
1.2.1 Геолого-физические факторы устойчивого состояния стенок скважины 11
1.2.2 Ингибирующие буровые растворы 19
1.2.3 Технологические проблемы бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин 30
1.3 Требования и основные направления совершенствования технологий получения и применения буровых растворов для строительства скважин в условиях арктического шельфа 32
1.4 Цели и задачи исследований 3 8
2 Выбор и обоснование методов проведения экспериментальных исследований 40
2.1 Анализ методов оценки устойчивости ствола скважины 40
2.1.1 Оценка устойчивости стенок скважины по деформации глинистых пород 45
2.1.2 Физико-химические методы оценки устойчивости глинистых пород 48
2.2 Методы проведения экспериментальных исследований ингибирующей способности буровых растворов 51
2.2.1 Методика проведения исследований ингибирующей способности на тестере динамики набухания глинистых сланцев 51
2.2.2 Определение диспергирующей способности буровых растворов з
2.3 Приборы и средства для исследования технологических параметров промывочных жидкостей 56
2.4 Выводы 57
3 Исследование и подбор ингибирующей основы буровых растворов 58
3.1 Механизм гидратации глинистых пород 58
3.2 Разработка методов снижения гидратационных напряжений на контакте буровой раствор - глинистая порода
3.2.1 Термодинамические показатели процесса гидратации 64
3.2.2 Получение полупроницаемой границы мембранного типа 67
3.2.3 Определение условий компенсации адсорбционного давления 70
3.2.4 Исследование сорбции паров воды в системе глина - буровой раствор
3.3 Исследование ингибирующей способности буровых растворов 77
3.4 Выводы 83
4 Разработка составов полисахаридных буровых растворов 84
4.1 Исследование и подбор полисахаридных реагентов 84
4.1.1 Исследование реологических свойств биополимерных реагентов 85
4.1.2 Исследование солестойких реагентов-стабилизаторов 89
4.2 Влияние геолого-технологических факторов на свойства
полисахаридных буровых растворов 92
4.2.1 Влияние высоких сдвиговых напряжений на реологию растворов биополимеров 92
4.2.2 Микробиологическая деструкция полисахаридов 95
4.2.3 Влияние температуры 98
4.2.4 Влияние коллоидной фазы 102
4.3 Исследование способов снижения наработки бурового раствора
коллоидной фазой 106 4.4 Разработка составов ингибирующих полисахаридных буровых растворов 109
4.5 Выводы 112
5 Управление свойствами промывочной жидкости в процессе строительства скважин 113
5.1 Буровой раствор как объект управления 113
5.1.1 Составление математической модели 114
5.1.2 Методы математического моделирования 115
5.1.3 Численная реализация методов
5.2 Разработка алгоритма управления технологическими свойствами промывочных жидкостей в процессе бурения скважин 121
5.3 Программное управление свойствами бурового раствора на
примере ИБРВТС 122
5.4 Выводы 128
6 Результаты промысловых испытаний 129
6.1 Применение полигликолевых буровых растворов при строительстве скважин на Обской губе 129
6.2 Испытания ингибирующего полисахаридного раствора в Западной Сибири 131
6.3 Выводы 136
Основные выводы и рекомендации 13 7
Литература
- Буровые растворы, применяемые при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях
- Физико-химические методы оценки устойчивости глинистых пород
- Термодинамические показатели процесса гидратации
- Исследование солестойких реагентов-стабилизаторов
Введение к работе
Актуальность работы
При бурении скважин на акваториях Баренцева и Карского морей, наряду со сложными природно-климатическими условиями, одной из главных проблем является обеспечение устойчивости ствола в мощных отложениях глинистых пород. Несмотря на достигнутый прогресс в разработке новых типов буровых растворов с ингибирующими добавками, многие предложенные решения применяются в различных горно-геологических условиях без достаточного научного обоснования.
Специфика технологии строительства морских скважин предъявляет повышенные требования к гидравлической программе бурения: эффективности транспортировки шлама в сильноискривленных участках скважины, оперативности управления технологическими параметрами промывочной жидкости в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и низких градиентов гидроразрыва, экологической безопасности компонентов бурового раствора.
В связи с этим поставленные в диссертационной работе задачи разработки и внедрения ингибирующих буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа важны и актуальны.
Цель работы
Разработка и внедрение ингибирующих буровых растворов, направленных на повышение эффективности буровых работ в сложных горногеологических условиях арктического шельфа.
Основные задачи исследований
1. Обоснование методов подбора ингибирующей основы буровых
растворов для условий арктического шельфа.
2. Изучение влияния различных технологических факторов на струк
турно-реологические характеристики полисахаридных буровых растворов.
3. Разработка рецептур буровых растворов с высокими ингибирующими и
транспортирующими свойствами.
4. Разработка алгоритма регулирования параметров промывочной
жидкости в процессе бурения.
5. Промысловая апробация разработанных технологических решений.
Методы решения задач
Теоретические и экспериментальные исследования с использованием специальных методов определения ингабирующей способности буровых растворов. Определение реологических характеристик, а также общетехнологических свойств промывочных жидкостей. Применение методов планирования эксперимента, математического моделирования и регрессионного анализа.
Научная новизна
Установлено, что повышение устойчивости ствола скважин в терригенных отложениях возможно созданием полупроницаемой мембраны на глинистых породах, предупреждающей их разупрочнение расклинивающим давлением гидратных слоев.
Экспериментально установлены закономерности изменения реологических свойств водных растворов биополимерных химических реагентов под влиянием температуры, высоких скоростей сдвига, тонкодисперсной глинистой фазы, биодеструкции, а также полиминеральной агрессии, эквивалентной попаданию пластовых вод, характерных для месторождений шельфа Карского моря.
На защиту выносятся
1. Метод подбора ингибирующих компонентов и оптимального их
соотношения в буровом растворе с целью сохранения устойчивости ствола
наклонно направленных и горизонтальных скважин.
2. Результаты экспериментального изучения кинетики адсорбции
электролитов и биополимерных систем на образцах терригенных отложений
континентального шельфа Карского моря и Западной Сибири.
3. Оптимизированные составы полисахаридных буровых растворов с
высокими ингибирующими и транспортирующими свойствами.
4. Результаты экспериментального исследования влияния геолого-
технических факторов на эксплуатационные показатели полисахаридных
буровых растворов.
5. Алгоритм оперативного управления технологическими параметрами
полисахаридного бурового раствора в процессе строительства скважин.
6. Результаты промысловых работ при строительстве скважин на
акватории Обской и Тазовской губы, а также на Пермяковском месторождении
в Западной Сибири.
Практическая ценность работы
1. Для строительства скважин в неустойчивых породах, в том числе
наклонно направленных с горизонтальным окончанием разработаны:
- полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (патент РФ №
2374292), успешно применяемый (совместно с ООО «Газфлот») при
строительстве поисково-разведочных скважин на месторождениях акватории
Обской и Тазовской губ;
- ингибирующий буровой раствор с высокой транспортирующей
способностью, успешно испытанный (совместно с ООО «Башнефть-Геострой»)
при строительстве скважины № 726 Пермяковского месторождения.
Для ОАО «АНК «Башнефть» разработана инструкция по технологии приготовления и применения ингибирующего бурового раствора с высокой транспортирующей способностью.
Разработана программа для оптимизации состава бурового раствора и оперативного управления его технологическими параметрами в процессе строительства скважин, используемая в ООО «Башнефть-Геопроект» на стадии проектирования рецептуры промывочных жидкостей.
Апробация результатов работы
Результаты исследований представлялись на:
1) VIII Всероссийской конференции молодых ученых по
математическому моделированию и информационным технологиям
(Новосибирск, 2007);
2) IV Международной научно-практической конференции «Нефть и газ
арктического шельфа» (Мурманск, 2008);
3) Научно-технической конференции молодых ученых-специалистов
ООО «Башнефть-Геопроект» (Уфа, 2009);
4) Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии
и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» в рамках VIII
Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2009);
II Международной научно-технической конференции «Китайско-Российское научно-техническое сотрудничество» (КНР, Урумчи, 2009);
38-ой конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» (Хорватия, Дубровник, 2009).
Публикации
Основное содержание диссертации опубликовано в 11 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах,
выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ, один патент РФ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 129 наименований, и содержит 149 страниц машинописного текста, 21 рисунок, 21 таблицу.
Буровые растворы, применяемые при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях
Основными причинами осложнений при бурении, как правило, являются нарушения устойчивости стенок скважины во времени, выражающиеся в обвалах, образовании каверн, сужений. В результате анализа установлено, что потеря устойчивости ствола в большой степени приурочена к глинистым породам: глинам, глинистым сланцам, аргиллитам, особенно в присутствии аномально высоких пластовых давлений.
Характер и интенсивность осложнений определяется рядом факторов: - геологические, включающие горное и поровое давления, степень литификации и уплотненность глин, прочность, минералогический состав и физико-химические свойства, тектонические напряжения, температура и др.; физико-механические - механическое воздействие породо-разрушающего инструмента, противодавление столба промывочной жидкости, гидродинамические и температурные колебания, режим разрушения пород; - физико-химические - способность глинистых пород к гидратации, потери прочности во времени под воздействием буровых растворов. Среди специалистов изучающих данный вопрос сформировались две основные концепции, объясняющие возникновение этого вида осложнений и пути их решения: - соотношение напряженного состояния и механических свойств пород; - разупрочнение глинистых пород в результате физико-химических процессов при взаимодействии пород с фильтратом промывочной жидкости.
В результате теоретических и экспериментальных исследований, обобщения промыслового материала были получены решения по выбору плотности раствора, методов воздействия на физико-химические свойства глин регулированием химического состава и свойств бурового раствора.
Первым этапом в исследованиях устойчивости стенок скважин является определение напряженно-деформированного состояния приствольной зоны. При этом основным принципиальным моментом является определение плотности бурового раствора, обеспечивающего необходимое противодавление на критической глубине.
Данной теме посвящены работы Адельсона И.В., Байдюка В.В, Васильченко А.А., Войтенко B.C., Зубарева В.Г., Кулиева Р.Г., Леонова Е.Г., Мухина Л.К., Новикова B.C., Попова А.Н., Рабиновича Н.Р., Сеид-Рза М.К., Шамсиева А. А., Шерстнева М.Н., Шрейнера Л. А. и многих других исследователей, где приводятся основные факторы деформационных свойств горных пород и напряженного состояния в условиях горного массива. В качестве уравнения предельного напряженного состояния, связывающего критические значения экстремальных величин напряжений, используется зависимость между октаэдрическими напряжениями /8/. Устойчивое залегание породы определяется предельной зависимостью между глубиной залегания породы и плотностью промывочной жидкости /9, 10, 11, 12, 13, 14/.
Во многих случаях установление величины плотности бурового раствора, необходимой для поддержания пород в равновесном состоянии, проводится эмпирическим путем на основе интерпретации промысловых данных бурения и подбором плотности в процессе бурения до тех пор пока не прекратятся осложнения /15/. Такой метод не может считаться рациональным.
В последнее время появились иные подходы к оценке критической плотности промывочной жидкости, при которой предполагается обеспечение устойчивости стенки скважины. Ниже рассмотрены некоторые из них.
В методике определения механической устойчивости стенок скважин (БашНИПИнефть) III давление столба жидкости (Рж), требующееся для обеспечения механической устойчивости исследуемых пород в статических условиях, определяется по механической модели, исходя из соотношения значения горного давления вышележащих пород с пределами текучести и прочности при сжатии.
К явным недостаткам данной методики можно отнести отсутствие факторов физико-химического взаимодействия промывочной жидкости, а также порового давления, часто приводящее к существенным расхождениям расчетных и фактических данных. Примером может служить интервал прохождения кыновского и пашийского горизонтов (на площадях Поволжского региона) с аномально высокими поровыми давлениями. Отсутствие или игнорирование информации о поровом давлении нередко приводит к кавернообразованиям и обвалам.
Физико-химические методы оценки устойчивости глинистых пород
Одними из первых типов ингибирующих систем, рекомендованных еще в 30-х годах при бурении в обваливающих породах в США и в нашей стране, были силикатно-солевые растворы. По мнению специалистов /32/, при бурении с промывкой силикатно-солевым раствором устойчивость глинисто-аргиллитовых пород должна повышаться, во-первых, за счет действия NaCl, а во-вторых, вследствие образования гидросиликатов при взаимодействии жидкого стекла с катионами (Са , Mg" ), присутствующими в породе. Однако при практическом применении было установлено, что во многих случаях силикатно-солевые растворы не решали проблему предотвращения обвалов. Кроме того, из-за высокого содержания в воде метасиликата натрия (от 15 до 70%) отмечались трудности в регулировании структурно-реологических и фильтрационных свойств. По этим причинам в США еще в 1953 г. отказались от их применения /32/.
В 1964 г. сотрудниками МИНХ и ГП им. Губкина И.М. под руководством Городнова В.Д и Аделя И.Б. была разработана рецептура термосолестойкого бурового раствора с небольшими добавками метасиликата натрия (2-5%), стабилизированного КМЦ-500 (1-1,5%), успешно примененявшаяся при бурении в обваливающихся породах в Казахстане, Узбекистане, Ставрополье и в других регионах /42, 24/.
В Башкирии использование малосиликатного раствора в ряде скважин для борьбы с обвалами в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород /44/ позволило снизить кавернозность ствола, по сравнению с соседними скважинами, где применялся хлоркальциевый раствор. Однако при бурении скважин, осложненных наличием в разрезе мощных толщ перемятых аргиллитов с углами падения пластов 40-70, применение малосиликатных растворов оказалось безуспешным.
Отмеченные факты и результаты экспериментальных исследований свидетельствуют о недостаточно высоком ингибирующем действии малосиликатных растворов, проявляющемся в поверхностном слое (несколько миллиметров) и не затрагивающем глубинного закрепления околоствольной зоны скважины. Кроме того силикатные буровые растворы при взаимодействии с минерализованными пластовыми флюидами образуют нерастворимые осадки, что существенно ограничивает их область применения.
Наибольшее распространение среди ингибирующих буровых растворов получили кальциевые системы: известковые, хлор кальциевые, гипсовые, гипсоизвестковые и другие.
Известковые растворы представляют собой высокощелочную саморегулируемую среду, обычно содержащую 0,5-1% и более гидрата окиси кальция, каустик, реагенты понизители вязкости и водоотдачи. Известь является источником катионов кальция, содержание которых в фильтрате известковых растворов колеблется в пределах 80-150 мг/л. Для регулирования содержания Са + в фильтрате служит каустик, минимальная концентрация которого является показателем, характеризующим степень ограничения растворимости извести.
Полагают что основной причиной ингибирования глины в среде известковых растворов является сжатие адсорбционных слоев на поверхности глинистых частиц в результате повышения ионной активности раствора.
По сравнению с известковыми, хлоркальциевые растворы (ХКР) характеризуются более высокой ингибирующей способностью /45, 46/. В основе ХКР лежит регулируемое соотношение между щелочностью и содержанием ионов кальция для поддержания дисперсной системы в состоянии промежуточной коагуляции. Это достигается путем ввода в раствор активного реагента коагулятора СаСЬ, реагентов для регулирования щелочности и степени коагуляции Са(ОН)г, стабилизаторов (КМЦ и лингосульфонаты).
Однако ХКР не предотвращают гидратацию неустойчивых глин из-за трудности регулирования технологических свойств при повышенной концентрации катионов кальция. Вследствие недостаточного ингибирования ХКР не решают полностью проблему повышения устойчивости в глинисто-аргиллитовых породах, где не прекращаются осыпи и обвалы, протекающие замедленно, но все же приводящие зачастую к росту диаметра скважины в 3-4 раза по сравнению с номинальным /46/ или даже к прихватам бурильного инструмента /27/.
Одна разновидность кальциевых буровых растворов - гипсовые растворы - не получили значительного распространения, во-первых, вследствие низкого уровня ингибирования, вызванного малой растворимостью гипса (CaS04 х 2Н2О), а во-вторых, из-за необходимости использования более эффективных реагентов - стабилизаторов, чем при ингибировании известью, обусловленной высоким коагулирующим действием анионов S04" . Наряду с положительными результатами /48/, отмечены также случаи неудачного применения гипсовых растворов.
По сравнению с гипсовым раствором более высоким уровнем ингибирования по данным исследователей /47/ обладает, гипсокалиевый раствор, за счет повышенного содержания катионов кальция до 1000-1200 мг/л и калия 5000-15000 мг/л и более. Концентрацию ингибирующих катионов кальция в этой системе повышают путем ввода в калиевый раствор 1-2% сернокислого кальция (гипса). Следует также отметить, что при длительном применении гипсокалиевого раствора в нем могут аккумулироваться сульфат-ионы, оказывающие отрицательное воздействие на показатели структурно-реологических и фильтрационных свойств /49/, обусловливающие повышенный расход химических реагентов — стабилизаторов.
Термодинамические показатели процесса гидратации
Существующие методы оценки характера взаимодействия буровых растворов с глинистой породой базируются на исследовании процесса гидратации по коэффициентам набухания, размокания и скорости увлажнения. Широкое распространение получил метод К.Л. Жигача и A.M. Ярова, учитывающий начальную пористость образца и объем иммобилизованной жидкости, по показателям: коэффициента набухания К, степени набухания К і = К+1, коэффициента поглощения жидкости К2. Степень набухания К; показывает, во сколько раз увеличивается объем сухих частиц, подвергающихся гидратации, а К2 - сколько жидкости набухания связывает 1 г частиц /84/.
Дальнейшее развитие этот метод получил в работах В.Д. Городнова /49, 85/, давший аналитическое решение оценки набухания и исследовавший в огромном диапазоне и сочетаниях набухание глин в различных электролитах, химических реагентах, температурах, давлениях; он ввел понятие периода набухания г и средней скорости набухания Vcp, і? определяемой, как отношение —L, т.е., количество жидкости, поглощенной 1 т г глины за единицу времени в среднем за весь период набухания. Большинство исследователей, модернизируя приборы и условия эксперимента, в конечном итоге определяют основные показатели набухания К„ К}, К2 по методу К. Жигача, А. Ярова.
К.Ф. Паус и Р.Г. Ахмадеев /86, 87/ производили исследование степени набухания по методике А.В. Васильева с использованием приборов, разработанных К.Л. Жигачом и A.M. Яровым, на глинистых образцах, приготовленных в специальной фильтровальной камере. Оценку характера физико-химического воздействия различных жидкостей на глинистые породы проводили по давлению набухания и коэффициенту, количественно отражающему кинетику размокания-разрушения модельных образцов в водных растворах веществ.
Исследования взаимодействия растворов химических реагентов с образцами глинистых пород проводились O.K. Ангелопуло /50/ на трубчатом измерителе набухания. При этом измерялись величина, характеризующая набухание или усадку образца, глубина проникновения жидкости в породу и количество влаги впитавшейся в образец. В ряде случаев после полной пропитки отбирали и анализировали пробы жидкости, прошедшей через образец. Определяли также состав поровой жидкости на определенной стадии пропитки столбика глины.
Результаты исследований выражался через коэффициент скорости пропитки Ксп, являющейся функцией времени пропитки и глубины проникновения жидкости. Наибольшую скорость пропитки (КСп) показал насыщенный раствор КС1, наименьшее значение Ксп у раствора MgS04 /50/.
В качестве показателя оценки влияния растворов на устойчивость глинистых пород А.И. Пеньков, А.А. Пенжоян /88/ предложили использовать увлажняющую способность раствора, комплексно учитывающую влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса, ионного и полимерного ингибирования на процесс гидратации и диспергирования глинистых пород по начальной скорости увлажнения V0. В результате обработки экспериментальных данных получено уравнение, характеризующее связь между скоростью увлажнения, начальной скоростью и временем увлажнения. V»= , (2.2) где V0 - начальная скорость увлажнения % I ч; т - время увлажнения, ч; b = -0,348 - коэффициент, не зависящий от среды.
Оценка ингибирующей способности раствора по критерию начальной скорости увлажнения и деформации, глинистых образцов практически не отличается от ранее рассмотренных. Та же зависимость увеличения деформации от скорости увлажнения и, главным образом, от способности реагентов стабилизаторов отдавать свободную воду. Выбор критерия скорости через проценты не имеет никакого физического смысла. Кроме того, оценка увлажняющей способности раствора осуществляется на предварительно увлажненной глине, что исключает одну из стадий гидратации. Фиксируется только конечная стадия, на которой поглощается, в основном, растворитель, вода.
При бурении скважин в осложненных условиях важно прогнозировать период устойчивого состояния глинистых пород с целью планирования времени бурения и своевременного крепления обсадной колонной склонного к обвалам интервала. На основании данных, полученных при бурении поисково-разведочных скважин Урало-Поволжского региона Б.А. Андресоном 111 была предложена формула расчета периода устойчивого состояния глинистых сланцев (время от начала вскрытия до момента возникновения осложнений), связывающая физико-химические и гравитационные показатели бурового раствора, а также элементы конструкции скважин и угол залегания обвалоопасных пород. Т = уст с Р" Г001а, (2.3) V П0-Рп ) где Яс - радиус скважины, РР и р„ — плотность раствора и поровое давление в эквивалент плотности, г/см ; П0 - показатель увлажняющей способности, м/час; а — угол падения пласта. Апробация данного способа при строительстве скважин в неустойчивых отложениях на месторождениях Башкортостана в Предуральской зоне показала, что относительная ошибка расчета при сравнении с фактическими данными не превышает 10% [7].
Исследование солестойких реагентов-стабилизаторов
При выборе базового состава разрабатываемого ингибирующего полисахаридного бурового раствора принята элементарная модель промывочной жидкости, включающей в себя два основных компонента: биополимерный структурообразователь и понизитель фильтрации (на базе эфиров целлюлозы, либо крахмала). В связи с тем, что данные реагенты на 75-90 % определяют структурно-реологические и фильтрационные свойства полисахаридных систем, было принято решение исследовать их характерные реологические свойства, а также провести сравнительный анализ качества среди многочисленных аналогов, выпускаемых отечественной и зарубежной промышленностью.
Одним из основных преимуществ полисахаридных буровых растворов перед глинистыми принято считать ярко выраженные псевдопластичные свойства.
Псевдопластичность является следствием формирования молекулами биополимеров с высоким молекулярным весом сложного агломерата посредством образования водородных связей и закрученности цепей. Такая высокоупорядоченная сеть спиральных жестких молекул является причиной высокой вязкости при низкой скорости сдвига и объясняет высокие суспендирующие свойства растворов биополимеров. Снижение вязкости при сдвиге происходит вследствие разрушения этой сети и выравнивания отдельных молекул полимера в направлении течения. При снятии напряжения сдвига надмолекулярная структура быстро восстанавливается.
Упорядоченная структура стабилизируется водородными связями, дестабилизируется силами отталкивания между отрицательно заряженными группами перекрывающихся боковых цепей.
Среди биополимерных реагентов наибольшее распространение получили; ксантановая и гуаровая смолы.
Для оценки изменения псевдопластичных свойств использовались такие показатели как вязкость при низких скоростях сдвига (измеренная при скорости сдвига 0,0636 с"1 на вискозиметре Брукфильда) и показатель нелинейности в трубах п(р), и затрубном пространстве п(а).
Сравнительный анализ зависимости п(р) и п(а) от концентрации водных растворов данных полимеров (рисунок 4.1) показал, что растворы ксанатновой (Xanthan Gum) и гуаровой смол (Гуамин HV) при высоких скоростях сдвига (эквивалентных, возникающим в бурильных трубах) показывают псевдопластичные свойства, усиливающиеся с увеличением концентрации. В области средних скоростей сдвига (5... 170 с" ) показатель нелинейности п(а) раствора гуара заметно больше чем у ксантана. 0,2 0,4 0,6 0,8 1 ——п(р) -— п(а) ксантан, масс.% 0,2 0,4 0,6 0,8 1 --п(р) -»_п(а)] гуар. масс.% Рисунок 4.1- Влияние концентрации растворов ксантановой и гуаровой смол на показатели нелинейности в трубах п(р) и в затрубном пространстве п(а)
Однако при сравнении показателей ВНСС данных растворов (рисунок 4.2) видно, что рост ВНСС раствора ксантана при повышении концентрации реагента идет значительно интенсивнее, чем у гуара.
Наличие остатков жирных и уроновых кислот в составе биополимера обусловливает зависимость реологических свойств раствора от состава и концентрации солей и других компонентов.
Для сравнительного анализа псевдопластичных свойств биополимерных реагентов были выбраны одни из «популярных» в буровой индустрии: Ксантан (КНР), Гаммаксан (Россия), Робус КК (Россия), Келзан (Великобритания), Родопол (Франция). Критерием псевдопластичных свойств в данных исследованиях служили эффективная вязкость растворов биополимеров (0,5% концентрации, приготовленных при одинаковых условиях) и касательное напряжение сдвига при различных скоростях сдвига в диапазоне от 0,01 до 1000 с"1. На рисунке 4.3 (а) представлены реологические характеристики исследуемых растворов, полученные на вискозиметрах FANN (область высоких скоростей сдвига) и Brookfleld (низкие скорости сдвига).
Результаты экспериментов показали, что в пресной воде наиболее выраженные псевдопластичные свойства имеют растворы реагентов Гаммаксан, Ксантан, Родопол (высокая вязкость при низких скоростях сдвига и нелинейный рост напряжения сдвига при высоких скоростях).
Немаловажной особенностью строительства скважин в морских условиях, является необходимость использования забортной воды в качестве жидкости затворения бурЪвого раствора. Кроме того, по имеющимся данным, геологические разрезы скважин (на месторождениях Обской и Тазовской губ) содержат проницаемые пласты, насыщенные хлоркальциевыми водами. tan 250
Реологическая характеристика минерализованных растворов биополимеров определялась аналогичным способом, что и пресных. В качестве жидкости затворения использовался искусственно приготовленный рассол, близкий по составу пластовым водам Северо-Каменномыской площади: NaCl -208 г/л, КС1 - 27 г/л, СаС12 - 15 г/л, MgCb - 12 г/л. Результаты экспериментов представлены на рисунке 4.3 (б).
Во всех случаях наблюдается критическое снижение вязкости при низких скоростях сдвига для большинства из исследуемых биополимеров в 10 и более раз. По результатам реологических исследований, самые выраженные псевдопластичные свойства в пресной и минерализованной воде имеет реагент Гаммаксан, который в дальнейшем был использован в лабораторных исследованиях и рекомендован для промысловых испытаний.
