WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

Таким образом, понизителями вязкости не минерализованного раствора являются соединения, способные за счет своей гидратации связать мономеры воды, содействуя тем самым, их выходу из полостей полимеризованной воды. В результате этого происходит деформация водородных связей, т.е. придание им гибкости, что обеспечивает снижение вязкости буровых растворов. Т.е., разрушение структуры пресного раствора достигается за счет формирования раствора замещения и придания воде свойств ионно-молекулярного вещества. Понизителями вязкости минерализованных растворов, в силу того, что вода в них обладает свойствами ионномолекулярного вещества, будут соединения, придающие воде свойства атомного вещества, т.е.

полимеризующие ее. Подобный эффект достижим при обработке солесодержащего раствора низкомолекулярными неэлектролитами. Например, многоатомными спиртами.

Соединения, способствующие дополнительной полимеризации воды и ее объемному структурированию, будут являться структурообразователями бурового раствора. Для повышения структурных свойств бурового раствора используют высокомолекулярные неэлектролиты в виде различных производных целлюлозы, биополимеры, акриловые соединения и т.п. Такая способность этих реагентов обусловлена следующим. Реагент структурообразователь растворяется в воде под действием ненасыщенных электростатических сил. В последующем, вода в составе раствора, агрегированная под действием электростатических сил, образует валентные связи по мере разворачивания макромолекулы полимера. Усиление действия валентных сил имеет место при заполнении внутренней структуры полимерной воды углеводородными фрагментами реагента. Таким образом, структурная прочность раствора определяется качеством заполнения внутренней структуры воды. В случае, когда реагент является хорошим заполнителем внутренних полостей воды, достигается значительное упрочнение водородных связей. Например, газогидраты [1, 15].

На основе предлагаемых представлений становится возможным более детально рассмотреть вопросы управления реологическими свойствами буровых растворов.

3 УПРАВЛЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 3.1 Исследование влияния реагентов на реологические параметры буровых растворов Первоначально было решено исследовать влияние на реологические параметры глинистых суспензий основных реагентов, используемых для управления техническими параметрами © Нефтегазовое дело, 2004 http://www.ogbus.ru буровых растворов и сопоставить их с термодинамическими параметрами растворения. Ориентировочные термодинамические параметры процесса их растворения приведены в табл. 3. Для исследований использовался 5% глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка, содержащего 40-50% натриевого монмориллонита и обладающего выходом раствора 18 м3/тн.

Испытывались следующие виды реагентов: карбоксиметилцеллюлоза CMC LV и HV; биополимер BARAZAN (XS – полимер), декстрин (DEXTRID); гидролизованный полиакриламид EZ MUD; полиакрилат натрия ИКПАН SL, ИКПАН R; полианионная целлюлоза PAC R и PAC L;

лигносульфонат (КССБ-2); нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ). Концентрация реагентов бралась в количестве, использующихся для управления техническими параметрами буровых растворов.

Исследование реологических параметров полученных буровых растворов производилось с помощью вискозиметра Куэтта (реометр фирмы FANN, модель 286), предназначенного для одиночного или многоточечного измерения напряжения сдвига бурового раствора. Измерение напряжения сдвига бурового раствора осуществляли в диапазоне скоростей сдвига 5,11-511 с-1.

Для построения реологических кривых использовались не менее 10 точек. По ним, в соответствии со степенной моделью, определялись значения показателей консистенции и нелинейности.

Уровень достоверности кривых, соответствующих степенной модели, отвечал значениям R2=0,95-1. Результаты измерений реологических параметров буровых растворов приведены в табл. 4.

Таблица 4 Реологические показатели буровых растворов в зависимости от механизма растворения регентов в воде Статическое напря- ПоказаКонсижение сдвига, дПа тель неСтруктурооб- стенция №/№ С, % линейноразователь Через 1 Через 10 K сти мин мин Па*сN N 1. Бентонит 5 7 10 3,57 0,2. КССБ-2 1 2 2 1,20 0,3. НТФ 0,15 0 0 1,91 0,4. CMC LV 0,35 7 15 1,18 0,5. CMC HV 0,15 15 18 4,30 0,6. CMC HV 0,25 20 24 5,66 0,7. PAC L 0,35 12 19 3,14 0,8. PAC R 0,15 12 19 7,50 0,9. PAC R 0,2 27 32 8,99 0,10. BARAZAN 0,05 8 15 3,200 0,11. BARAZAN 0,1 10 16 18,20 0,12. DEXTRID 0,7 10 15 2,70 0,13. DEXTRID 1,2 13 18 4,14 0,14. НИТРОН 4 7 8,5 4,35 0,15. ИКПАН SL 0,4 9 10 6,95 0,16. ИКПАН R 0,5 8 10 9,72 0,17. EZ MUD 0,05 11 12 4,12 0,18. Глицерин 1 7 10 1,62 0,19. Глицерин 5 7 10 2,24 0,20. Глицерин 10 8 12 1,56 0,Полученные результаты показывают, что на величину показателя нелинейности оказывают состав и строение используемых реагентов, их молекулярная масса. Реагенты, обладаю © Нефтегазовое дело, 2004 http://www.ogbus.ru щие малой молекулярной массой – CMC LV, PAC L, НИТРОН, а также EZ MUD обладали величиной нелинейности N = 0,33-0,49, кроме того, акриловые соединения обеспечивают буровым растворам близкие значения величин статического напряжения сдвига через одну и десять минут. Увеличение молекулярной массы у этих соединений приводит к снижению показателя нелинейности до N=0,22-0,3. Реагенты КССБ-2 и нитрилотриметифосфоновая кислота (НТФ) приводят к разрушению структуры исходного раствора, обеспечив величину N=0,52-0,57. Иначе ведут себя реагенты, DEXTRID и BARAZAN. Оба этих реагента обеспечивают получение растворов с величиной нелинейности N=0,26-0,3. Повышение их концентрации в составе раствора приводит к снижению величины показателя нелинейности до 0,18-0,24.

Подобное упрочнение воды в окружении растворенного реагента приводит к к его дискретности после механического разрушения структуры раствора, вследствие больших различий в прочности связи в гидратной оболочке реагента и в объеме раствора. Гидратированные соединения в процессе движения жидкости будут представлять собой отдельную фазу, аналогичную твердой фазе раствора. Такой раствор более похож на вязкопластичную жидкость и обладает показателем нелинейности более 0,3. В проведенной экспериментальной работе подобным образом себя проявили CMC LV, PAC L, НИТРОН, EZ MUD (см. табл.1). Данные соединения в составе раствора представляют собой дискретную систему, т.к. связи между ними и частицами глины менее прочны, чем их связь с молекулами воды.

Другой вариант, когда прочность водородных связей в объеме раствора распределена равномерно и в целом возрастает не на столь значительную величину. Это ведет к недостаточной жесткости и повышенной пластичности связей. В соответствии с этим раствор, в процессе механического движения не нарушает своей микроструктуры, за счет быстрого восстановления разрушенных связей. Такие реагенты придают раствору свойства псевдопластичных жидкостей.

Подобным образом проявили высокомолекулярные структурообразователи BARAZAN, CMC HV, PAC R, ИКПАН SL, ИКПАН SL, а также DEXTRID.

Полученный результат свидетельствуют о том, что прочность структуры бурового раствора и скорость ее формирования зависит от механического фактора, а именно от размера ассоциатов в объеме бурового раствора. Это обусловлено следующим. Высокомолекулярные соединения, вследствие своего размера вносят более равномерные изменения в структуру воды по сравнению со своими низкомолекулярными аналогами и соответственно обеспечивают более равномерное распределение прочности водородных связей в объеме раствора. Прочность единичной связи реагента с молекулами воды равна как для высокомолекулярного соединения, так и для его низкомолекулярного, но число единичных контактов у высокомолекулярного соединения много выше, чем у низкомолекулярного. Поэтому, прочность жидкости на разрушение структуры раствора выше, также как и скорость образования единичных контактов, по сравнению с их низкомолекулярными аналогами.

3.2 Исследование влияния сочетаний реагентов на реологические свойства буровых растворов Для получения буровых растворов, являющихся псевдопластической жидкостью с величиной N менее 0,3 необходимо найти реагенты или их сочетания, способные обеспечить равномерное распределение прочности водородных связей в гелевой структуре воды бурового раствора. Рассмотрим варианты возможности управления прочностью водородных связей в объеме раствора при использовании различных сочетаний реагентов. Результаты проведенных экспериментальных работ приведены в табл. 2.

Проведенные исследования показывают, что снижение величины показателя нелинейности N до 0,17-0,26 имеет место в сочетаниях производных целлюлозы с биополимером BARAZAN, понизителями вязкости НТФ и КССБ-2, а также с многатомным спиртом – глице © Нефтегазовое дело, 2004 http://www.ogbus.ru рином. Акриловые соединения, в различном сочетании с производными целлюлозы, показали себя как реагенты, обеспечивающие дискретность компонентов в объеме буровых растворов.

Величина нелинейности составила N = 0,3-0,36. Подобная дискретность бурового раствора обусловлена следующим.

В практике бурения скважин известно использование сочетания акриловых соединений и производных целлюлозы [5, 10]. Известно, что акриловые соединения в составе раствора наиболее эффективны лишь после ввода производных целлюлозы. Из анализа термодинамического процесса растворения, состава и строения акриловых реагентов следует, что они относятся к соединениям, формирующим в воде растворы внедрения [1, 16]. Из этого следует, что акриловые соединения растворяются в водной структуре производных целлюлозы и формируют в объеме раствора комплекс на основе акрилового полимера и, например, карбоксиметилцеллюлозы.

Заполнение структуры гидратированных полимеров друг другом приводит к резкому упрочнению структуры воды, связанной ими. Однако при малой концентрации подобного комплекса в объеме раствора, из-за резкого различия в прочности связей в связанной и оставшейся воде такой раствор будет дискретен. Об этом и свидетельствуют полученные нами экспериментальные данные (табл. 2, составы 7, 8, 19-22).

Для создания псевдопластичных жидкостей с пониженными величинами псевдопластичности N<0,3, необходим ввод в состав бурового раствора высокомолекулярных соединений равномерно распределяющих прочность водородных связей по объему раствора, или же необходимо использование сочетание реагентов, помогающих друг другу более равномерно распределить прочность связей по объему раствора. Одни реагенты будут создавать первоначальную сетку на основе водородных связей, задавать тем самым структуру раствора, другие же за счет своей гидратации будут ее перераспределять между собой, с одновременным выравниванием прочности водородных связей по объему раствора. Поэтому, например, сочетание в буровом растворе реагентов с различной природой растворения, или сильно различающихся по молекулярной массе, способствует получению оптимальных свойств связей.

Таблица 2 Влияние сочетаний реагентов на реологические параметры 5 % раствора бентонита №/№ Конси- Показатель Статическое стенция нелинейноСтруктурообразователь С, % напряжение K сти сдвига, дПа Па*сN N 1. CMC HV+PAC R 0,1+0,15 35 45 14,80 0,2. CMC LV+PAC L 0,15+0,15 12 37 12,70 0,3. Barazan+PAC R 0,05+0,15 33 41 12,31 0,4. Barazan+CMC HV 0,05+0,20 34 35 7,51 0,5. Barazan+CMC LV 0,05+0,35 34 35 13,11 0,6. Barazan+PAC L 0,05+0,3 29 33 7,17 0,7. КССБ-2+PAC R 1,0+0,15 20 29 7,02 0,8. КССБ-2+CMC HV 1,0+0,20 20 22 6,21 0,9. Глицерин+PAC R 3,0+0,15 28 35 10,76 0,10. Глицерин+CMC HV 3,0+0,2 40 51 7,04 0,11. Глицерин+CMC LV 3,0+0,35 15 23 3,97 0,12. Глицерин+ ИКПАН SL 3,0+0,4 31 33 20,35 0,13. Глицерин+ ИКПАН R 3,0+0,4 19 21 12,47 0,14. Глицерин+PAC L 3,0+0,35 12 21 2,98 0,15. НТФ+PAC R 0,15+0,15 35 39 14,12 0,16. НТФ+CMC HV 0,15+0,20 35 39 5,70 0,17. PAC L+EZ MUD 0,35+0,05 11 17 5,62 0, © Нефтегазовое дело, 2004 http://www.ogbus.ru 18. CMC LV+ ИКПАН SL 0,2+0,4 17 23 4,01 0,19. PAC L+ ИКПАН SL 0,2+0,4 18 24 3,81 0,20. CMC LV+EZ MUD 0,35+0,05 11 12 2,39 0,21. НТФ+ ИКПАН SL 0,15+0,4 9 22 2,20 0,22. НТФ+ ИКПАН R 0,15+0,4 2 10 3,60 0,Примером подобных сочетаний являются сочетания CMC и PAC друг с другом, а также с биополимером BARAZAN, где биополимер исполняет роль затравки, ориентирующий первоначальную структуру раствора. Благоприятный эффект реализуется и при использовании в составе бурового раствора реагентов неэлектролитов с большими различиями в молекулярной массе. Например, многоатомных спиртов и традиционно используемых в бурении соединений на основе производных целлюлозы и акриловых полимеров. В этом случае, после перестройки исходной сетки связей глицерином, образуется новая, упрочняющаяся при вводе акриловых полимеров ИКПАН или производных целлюлозы и т.п. В случае использования сочетания реагентов серии ИКПАН с глицерином возникает сильное синергетическое повышение прочности связей в растворе, но без изменения показателя нелинейности по сравнению с раствором, обработанным только реагентами серии ИКПАН.

Другим сочетанием, позволяющим снизить величину нелинейности, является комбинация соединений, различающихся по характеру воздействия на водородные связи. Т.е. следует предварительно разрушить исходную структуру раствора, а на ее основе создать новую. Примером подобной комбинации реагентов является сочетание НТФ или лигносульфоната КССБ-с полимерами. Следует выделить, что при приготовлении подобных буровых растворов очень большую роль играет биография процесса приготовления, т.е. последовательность проведения операций (ввода реагентов).

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.