Д.х.н., профессор Надиров К.С., д.т.н., профессор Голубев В.Г., к.т.н., доцент Бондаренко В.П., к.т.н., доцент Жантасов М.К.,

к.т.н., доцент Бимбетова Г.Ж., магистрант Джусенов А.У.

Южно-Казахстанский государственный университет им.М.Ауэзова, Республика Казахстан

Промышленные испытания буровых растворов на основе госсиполовой смолы

Физико-химические процессы, протекающие в буровых растворах, связаны с особенностями строения составляющих бурового раствора – глинистого минерала, воды и молекул полимерных реагентов. Дисперсное состояние глинистых минералов обусловливает преобладание в них разнообразных поверхностных явлений, в том числе электроповерхностных, т.к. с уменьшением размера частиц повышается удельная поверхностная энергия. Создавая буровые растворы различного состава, очень важно учитывать минералогический состав глин, условия их происхождения, т.к. они определяют величину и характер прочностных и деформационных свойств глинистых пород и интенсивность взаимодействия их с водными растворами [1-3].

Промышленные испытания буровых растворов на основе госсиполовой смолы, проводимые учеными в ЮКГУ им. М.Ауэзова, были осуществлены на скважинах №1135 Кумколь (ПГО «Южказгеология»). Был использован углеводородный раствор на основе продуктов омыления госсиполовой смолы (ОГС) и каустической соды, а в остальных случаях асбогоссиполовый раствор.

Вскрытие осуществлялось в условиях близких к равновесным, с обеспечением средств тонкой очистки буровых растворов (вибрационные сита с линейными колебаниями, высокоскоростная центрифуга) и специализированного комплекса противовыбросового оборудования (вращающийся превентор, блоки сепарации, дегазации и дросселирования).

Выбор типа бурового раствора осуществлялся с учетом всех осложнений, которые могут возникнуть при бурении эксплуатационных вертикальных скважин глубиной 1400 м на месторождении Кумколь.

Основными проблемами при бурении скважин являются: нефтегазоводопроявления; осыпи и обвалы стенок скважин; прихваты бурильного инструмента из-за сальникообразования и осыпей стенок скважины; поглощения промывочной жидкости в продуктивных пластах.

Мероприятия для ликвидации проблем при бурении [4]:

- для недопущения нефтегазоводопроявлений требуется точное и непрерывное слежение за технологическими показателями (параметрами) бурового раствора;

- для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины, необходимо использовать малоглинистый полимерный раствор;

- для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, первичное вскрытие производить на безглинистом ингибированном полимерном растворе. № 2,3 (таблица 1).

Таким образом, из данных таблицы 1 следует, что исследуемый буровой раствор на водной основе, содержащий ОГС при оптимальном соотношении ингредиентов (растворы 2, 3), обладает рядом преимуществ по сравнению с прототипом (раствор 5), а именно, достигается солеустойчивость, снижение фильтрации раствора и увеличение смазывающей способности.

Испытанный в реальных условиях буровой раствор, согласно предложенной рецептуре, содержит модифицированную госсиполовую смолу, полученную путем обработки едким натром, при следующем соотношении компонентов, масс. %: бентонит 3-4; мел 6-8; унифлок 0,1-0,2; КМЦ-ТС 0,7-0,9; КССБ 0,1-0,3; соду кальцинированную 0,1; ТБФ 0,012; МГС 8-10, вода – остальное [5].

Таблица 1 - Показатели бурового раствора на основе ОГС

Состав раствора, %	Показатели раствора
	Плотность, r, кг/м³	Вязкость, с	Статическое напряжение сдвига, СНС1/10, Па	Фильтрация, Ф, см³/30 мин
№ 1. Вода 83,788 + бентонит 3 + мел 6 + унифлок 0,1 + КМЦ-ТС 0,7 + КССБ 0,3 + Сода кальцинированная 0,1 + ТБФ 0,012 + ОГС 6	1600	55-57	3-4/6-8	6,0-6,5
№2. Вода 81,688 + бентонит 3 + мел 6+ унифлок 0,2 + КМЦ-ТС 0,7 + КССБ 0,3 + Сода кальцинированная 0,1 +ТБФ 0,012 + ОГС 8	1080	60-62	5-6/6-8	4,0- 5,0
№3. Вода 77,688 + бентонит 4 + мел 7 + унифлок 0,1 + КМЦ-ТС 0,8 + КССБ 0,3 + Сода кальцинированная 0,1 +ТБФ 0,012 + ОГС 10	1100	65-67	5-6/6-8	4,0- 5,0
№4. Вода 74,588 + бентонит 4 + мел 8 + унифлок 0,2 + КМЦ-ТС 0,9 + КССБ 0,2 + Сода кальцинированная 0,1 + ТБФ 0,012 + ОГС 12	1950	87-89	6-7/8-10	6,0- 7,0
№5. Вода 81,886 + бентонит 3 + мел 6 + унифлок 0,1 + КМЦ-ТС 0,8 + КССБ 0,1 + Сода кальцинированная 0,1 + ТБФ 0,014 + госсиполовая смола 8 (прототип)	1920	0-73	6-7/9-10	6,5-7

Таким образом, осуществлен подбор оптимальных концентраций состава гидрофобно-эмульсионного раствора на основе модифицированной госсиполовой смолы (МГС).

Вторая серия экспериментов осуществлялась на буровом растворе с углеводородной основой (Таблица 2).

Таблица 2 - Состав ПАВ – МГС

Состав эмульсии			Параметры эмульсионного раствора при температуре 25^оС
Вода	Диз. топ.	ПАВ	γ г/см^3	Т500 сек	СНС 1мин	мг/см^2 10мин	Ф см^3	К мм	Суточный отстой
ГС : NaOH = 80 : 20
70	30	5	1,0	24	3,5	5	8,5	0,5	1,0
70	30	3	1,0	20	2,5	3	9,0	1,0	1,0
70	30	1	1,0	18	0	1	3,5	1,5	2,0

В результате проведенных испытаний следует, что буровой раствор на водной основе, содержащий МГС при оптимальном соотношении ингредиентов, обладает рядом преимуществ по сравнению с ранее используемыми составами, а именно, достигается солеустойчивость, снижение фильтрации раствора и увеличение смазывающей способности.

Данные исследования проводились благодаря финансированию Комитета науки Министерства образования и науки РК.

Литература

1 Цундель Г. Гидратация и межмолекулярное взаимодействие. Пер. с англ. Под ред. Б.Н. Чиградзе. – М.: Мир, 1972. - 404 с.

2 Белоусов В.П., Попов М.Ю. Термодинамика водных растворов неэлектролитов. – Л.: Химия, 1983.

3 Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

4 Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // Обзорнаяинформ. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 30 с.

5 Надиров К.С., Сакибаева С.А., Бимбетова Г.Ж. Поверхностно-активные вещества на основе госсиполовой смолы и их использование. – Шымкент: - «Алем», 2013. – 188с.