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.

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

Исследование влияния концентрации модифицированной госсиполовой смолы на параметры гидрофобно-эмульсионные растворы

Выбор бурового раствора для отдельной местности и группы площадей, сходных по геолого-техническим условиям является необходимым условием при разработке технологических регламентов буровых растворов. Выбранные буровые растворы должны быть не только наиболее эффективными в данных условиях, но и должны приготавливаться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов [1].

В Южно-Казахстанском государственном университете им. М.Ауэзова в течение длительного периода осуществляются работы по получению новых поверхностно-активных веществ. На основе жирных кислот, а также других производных, содержащихся в составе госсиполовой смолы, получены новые поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые, как показали экспериментальные исследования, являются эффективной добавкой при составлении рецептуры бурового раствора [2-4].

Все работы проводились в лаборатории «Буровых растворов» на кафедре «Нефтегазовое дело» и в Инженерной региональной лаборатории ИРЛИП ЮКГУ им. М. Ауэзова.

Для исследований были приготовлены водные гидрофобно-эмульсионного раствора (ГЭР) поверхностно-активного реагента на основе госсиполовой смолы (ОГС) следующих концентраций: - 5%-ный, 10%-ный, 15%-ный, 20%-ный и 25%-ный растворы эмульсии.

В процессе исследований изучались технологические параметры бурового раствора в зависимости от различной концентрации водного раствора ПАВ ОГС, которые показали (табл.1), что оптимальной концентрацией являются 15-20% ПАВ ОГС. При данной концентрации наблюдаются оптимальные основные технологические показатели раствора ГЭР (плотность, вязкость, водоотдача, суточный отстой). ГЭР с этими показателями и концентрацией, позволят обеспечить высокоэффективное и безаварийное бурение скважин на нефть и газ в зонах осложнении, т.к. предотвращают образование сальников. В таблице 1 приведены основные параметры ГЭР.

Таблица 1 - Изменение технологических параметров от концентрации эмульсии ПАВ ОГС

Концентрация эмульсионного раствора		Технологические параметры
		γ, г/см^3	Т, сек	В, см^3	К, мм	рН	С.О.,%
1	5%-ный раствор эмульсии	1,05	18	12	1	8,0	2
2	10%-ный раствор эмульсии	1,01	19	10	1	8,0	1
3	15%-ный раствор эмульсии	1,01	20	8	1	8,5	1
4	20%-ный раствор эмульсии	1,02	20	6	0,5	9,0	0,5
5	25%-ный раствор эмульсии	1,03	22	5	0,5	9,0	0,5

Дальнейшие исследования были проведены по изучению влияния соотношения исходных компонентов и концентрации ПАВ на технологические свойства ГЭР на основе ПАВ ОГС.

Нами были приготовлены два состава ПАВ ОГС, синтезированных на основе госсиполовой смолы и гидроокиси натрия, взятых в следующих соотношениях: ГС: гидроокись натрия = 75 : 25; ГС: гидроокись натрия = 80 : 20.

Одновременно была приготовлена прямая эмульсия на основе дистиллированной воды и дизельного топлива, взятых в следующем соотношении: Вода : дизельное топливо = 70 : 30.

Разработанный нами и синтезированный в лабораторных условиях анионактивный ПАВ ОГС добавлялся в рецептуру углеводородной эмульсии в различных концентрациях (1, 3, 5%) от общего объема эмульсионного раствора.

Таблица 2 - Состав ПАВ ОГС

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 = 75 : 25
70	30	5	1,01	25	1,5	2	6,5	0,5	1,0
70	30	3	1,01	20	3	5	8,0	1,0	1,0
70	30	1	1,01	18	10	15	8,5	1,5	2,0
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

Результаты исследования, выполненных с анионным ПАВ и приведенные в таблице 2 показали, что наиболее оптимальным составом синтезированного ПАВ, при котором наблюдаются наиболее благоприятные технологические параметры, является состав №2 (ГС : NaOH = 80 : 20). При данном составе нами получены оптимальные технологические показатели (плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига (СНС), фильтрация, корка образования и суточный отстой).

Задача по оптимизации свойств бурового раствора с различными ингредиентами была реализована с учетом того, что в буровой раствор на водной основе включают: бентонит, мел, унифлок, КМЦ-ТС, КССБ, соду кальцинированную, ТБФ, госсиполовую смолу.

Согласно предложенной рецептуре раствор 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 (таблица 3).

Таблица 3 - Сравнительные показатели бурового раствора

Состав раствора, %	Показатели раствора
	Плотность, r, кг/м³		Вязкость, с		Статическое напряжение сдвига, СНС1/10, Па		Фильтрация, Ф, см³/30 мин
1	2		3		4		5
№ 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	1800		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	1820		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 (аналог)	1920	0-73		6-7/9-10		6,5-7

Исследуемый буровой раствор готовили следующим образом. В емкость набирали 1000см³ воды, добавляли бентонита 3-4г, мела 6-8г, унифлока 0,1-0,2 г, КМЦ 0,7-0,9 г, КССБ 0,1-0,3 и МГС 8-10 г. Далее добавляли ТБФ и кальцинированную соду в количестве 0,112г и при перемешивании доводят общий объем раствора до 2000 см³.

Для экспериментальной проверки заявляемого состава приготовлено 4 смеси (табл.3, п.1-5) при различных соотношениях ингредиентов.

Из данных таблицы 3 видно, что уменьшение содержания МГС при всех прочих условиях ниже 8% приводит к потере структурных свойств (СНС) и снижению вязкости (раствор 1); при увеличении содержания МГС выше 10% наблюдается рост вязкости и возрастает вероятность засорения бурового оборудования (раствор 4).

Таким образом, результаты исследований показали, что исследуемый буровой раствор на водной основе, содержащий ОГС при оптимальном соотношении ингредиентов (растворы 2, 3), обладает рядом преимуществ по сравнению с аналогом (раствор 5), а именно, достигается солеустойчивость, снижение фильтрации раствора и увеличение смазывающей способности [5-7].

Оптимальное содержание ОГС и других ингредиентов позволяет легко регулировать такие показатели раствора, как вязкость и фильтрацию, солеустойчивость, смазывающие свойства при оптимальных расходах. Таким образом, предлагаемый состав ингредиентов придает буровому раствору на водной основе новые качественные свойства.

Таким образом, в представленной работе осуществлен подбор оптимальных концентраций состава гидрофобно-эмульсионного раствора на основе модифицированной госсиполовой смолы.

Литература

1 Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов. 3-е изд. - Уфа. ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-528с.

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

3 Голубев В.Г., Надиров К.С., Бондаренко В.П., Жантасов М.К., Джусенов А.У. Исследование влияния температуры на термостойкость, фильтроотдачу и эффективную вязкость гидрофобно-эмульсионных растворов. Труды МНПК «Развитие науки, образования и культуры независимого Казахстана в условиях глобальных вызовов современности», посвященной 70-летию ЮКГУ им. М.Ауэзова. Шымкент, 2013. - т.4. - С.11-14.

4 Бондаренко В.П., Голубев В.Г. Исследование свойств технологических жидкостей для глушения скважин. //Труды МНПК «Развитие науки, образования и культуры независимого Казахстана в условиях глобальных вызовов современности», посвященной 70-летию ЮКГУ им. М.Ауэзова. Шымкент, 2013. - т.4. - С.19-22.

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

6 Ишмухамедова Н.К., Надиров Н.К., Эфендиев Г.М. Буровой раствор на основе природного сырья, отходов нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности// Вестник Атырауского института нефти и газа. - 2009. - № 4(19). - С.106-109.

7 Шарафутдинов З.З., Шарафутдинова Р.З. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами//Нефтегазовое дело – Уфа: 2004. - С.3-21.