Принципы химической обработки буровых растворов
Вязкость - это результат действия в буровом растворе сил трения и электрических сил. Во время проходки частицы выбуренных пород попадают в буровой раствор, становясь одним из его компонентов. Шлам постепенно размалывается на очень мелкие зерна, что способствует увеличению вязкости бурового раствора если не принимать специальных мер по его очистке от твердой фазы. Кроме того, вязкость увеличивается при проходке пород, вызывающих флоккуляцию раствора. Контроль параметров бурового раствора позволит быстро найти причину осложнения и выбрать необходимый метод обработки для снижения вязкости. При высоком содержании твердой фазы эффективным методом снижения вязкости будет добавление воды, однако с экономической точки зрения это не очень оправданно если повышенная вязкость раствора была обусловлена флоккуляцией (свидетельством чему может быть высокое ДНС и ПНС).
Для эффективного снижения флоккуляции применяются органические и неорганические анионные добавки.
Считается, что действие анионных регуляторов вязкости заключается в нейтрализации остаточных катионных зарядов, образующихся в результате разрыва ионных связей. Механизм воздействия понизителей вязкости на водные глинистые растворы заключается в частичном снижении вязкости за счет ослабления сил притяжения между частицами глины, не воздействуя при этом на процесс гидратации глинистых минералов. Анионные материалы адсорбируются на краях частиц глины, притягиваясь к остаточным катионным зарядам. Анионные реагенты широко применяются в качестве средства для обработки буровых растворов, среди них – фосфаты, танины, лигнины гуминовой кислоты (лигнит), лигносульфонаты и синтетические полимеры с низким молекулярным весом. Процесс адсорбции анионных реагентов изменяет баланс сил, действующих на частицу глины, вместо сил притяжения (флоккуляция) начинает действовать сила отталкивания (дефлоккуляция). Частицы глины больше не притягиваются друг к другу; наоборот, они «избегают» встречи.
Действие химических добавок-регуляторов вязкости, использующихся для борьбы с флоккуляцией глинистых растворов, основано на одном или более перечисленных ниже принципов:
1. Удаление из бурового раствора загрязняющих примесей путем их осаждения.
2.Пассивирование загрязняющих примесей путем химического комплексообразования (использование добавок-поглотителей).
3. Нейтрализация добавлением в раствор анионных реагентов, нейтрализующих остаточные катионные заряды.
4. Обволакивание частиц глины защитной пленкой.
ФОСФАТЫ
Для обработки буровых растворов применяют два вида фосфатов:
1. Кислый пирофосфат натрия (SAPP) с рН 4,8.
2. Тетрафосфат натрия (STP или PHOS) с рН 8,0.
Эти два фосфата являются высокоэффективными анионными диспергаторами, для значительного снижения вязкости достаточно очень небольшого количества этих веществ. При обычной обработке концентрация фосфатов редко превышает 0,2 фунта/баррель. Это означает, что для обработки 1 000 баррелей бурового раствора потребуется всего лишь 200 фунтов химреагента. Фосфаты добавляются в раствор напрямую через смесительную воронку или из контейнеров. При добавлении из контейнеров необходимо в один баррель воды добавить 50 фунтов фосфата. Полученный раствор равномерно добавляется в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции. Фосфаты используются главным образом в качестве добавок к буровым растворам с низким уровнем рН или в растворах для забуривания скважин. Снижение вязкости достигается двояким образом: (1) за счет нейтрализации сил притяжения, (2) удалением из раствора кальция и магния.
Кислый пирофосфат натрия – отличная добавка для борьбы с загрязнением бурового раствора цементом, т.к. он обладает низким рН и способностью удалять из раствора кальций. При обработке буровых растворов фосфаты редко используют в чистом виде; они применяются в сочетании с каустической содой и органическим разбавителем. Если в буровой раствор в течение долгого времени добавлять кислый пирофосфат натрия в чистом виде (рН 4,8), раствор в конце концов станет кислотным. Это отрицательно скажется на его свойствах: в частности, коррозионной активности и вязкости раствора. Уровень рН PHOS (тетрафосфат натрия) более нейтрален – 8,0; поэтому тетрафосфат можно применять при регулярной обработке раствора для снижения вязкости. В целом, применение фосфатов при обработке буровых растворов имеет свои ограничения. Эффективность фосфатов при умеренной температуре не так высока. Если температура раствора значительно превышает 175°F (79,4°C), фосфаты преобразуются в ортофосфаты. Ортофосфаты – это в большей степени флоккулянты, чем дефлоккулянты. Однако, это не исключает применение фосфатов в качестве поглотителей кальция при высоких температурах. У ортофосфатов тоже есть способность поглощать кальций, хотя их эффективность в качестве понизителей вязкости значительно ниже. Фосфаты не эффективны при больших концентрациях солей.
ЛИГНИТ
Основной вид лигнита, используемого в качестве регулятора вязкости, - это TANNATHIN ® (рН 3,2). Лигнит хуже растворяется при низком уровне рН, поэтому при добавлении лигнита рН бурового раствора должен находится в щелочной области. В противном случае перед добавлением в буровой раствор лигнит должен быть предварительно растворен в среде с высоким уровнем рН.
Вместе с лигнитом, имеющим низкий рН, в раствор добавляется каустическая сода. В промысловых условиях смесь из каустической соды и TANNATHIN ® может приготавливаться в пропорции от 1:6 до 1:2. Лучше всего подавать лигнит через смесительную воронку. TANNATHIN ® наиболее эффективен в буровых растворах с рН от 9 до 10,5. CAUSTILIG ® - это каустицированный лигнит с рН около 9,5. К-17™ - гидроксид калия/нейтрализованный лигнит с рН около 9,5. XP-20K™ (рН 10) – это прореагировавший хромлигнит, он применяется в основном совместно с SPERSENE ™ (хромлигносульфонат). XP-20K™ дополняет действие SPERSENE ™ в буровом растворе M-I Chrome Lignosulfonate System (CLS или SPERSENE ™/XP-20K™). Являясь одним из ингредиентов бурового раствора SPERSENE ™/XP-20K™, XP-20K ™ действует в качестве стабилизатора и эмульгатора. XP-20K™ снижает водоотдачу и усиливает ингибирующее действие раствора. XP-20K™ применяется в качестве основного высокотемпературного стабилизатора для раствора DURATHERM™. Применение XP-20K™ не ограничивается системами SPERSENE ™/XP-20K™ или DURATHERM™, эта добавка может использоваться в целом ряде дефлоккулированных растворов на водной основе в качестве регулятора водоотдачи, разбавителя и высокотемпературного стабилизатора. Лигнитовые добавки способствуют образованию нефтеводяных эмульсий, при высокой концентрации кальция эффективность таких добавок в целом снижается; они лишь умеренно эффективны при высокой концентрации солей.
ЛИГНИНЫ
Лигнины – это группа продуктов, аналогичных лигниту и лигносульфонату; они тоже производятся путем химической обработки древесной коры. Кора квебрахо – это смесь лигнина и лигнита, используется в качестве регулятора вязкости и водоотдачи. В целом, по сравнению с другими реагентами танины лучше растворяются в буровых растворах с низким рН. Они более эффективны при низких температурах и высокой концентрации солей по сравнению с добавками на основе лигнита. Танины в целом стоят дороже, а эффект от их применения менее продолжителен в сравнении с лигнитом и лигносульфонатом. В качестве разбавителей широко применяются Desco (хром-лигнин) и Desco CF (безхромный лигнин) производства компании Drilling Specialties Co.
ЛИГНОСУЛЬФОНАТЫ
К лигносульфонатам относятся SPERSENE™ (хром-лигносульфонат), SPERSENE CF® (безхромный лигносульфонат) и SPERSENE ™ I (ферро-хром-лигносульфонат). Перечисленные добавки имеют универсальные свойства, они находят самое широкое применение в растворах на водной основе. Данные добавки используются в щелочной области рН, могут применятся при повышенной концентрации солей, эффективны при высокой концентрации кальция. Добавки на основе лигносульфонатов имеют низкий уровень рН (около 3,0). Поэтому при обработке бурового раствора вместе с SPERSENE™ добавляют каустическую соду. Количество каустической соды зависит от конкретного типа бурового раствора, обычно к четырем частям SPERSENE™ добавляют одну часть каустической соды. При такой обработке не только снижается вязкость и СНС, но и водоотдача. SPERSENE™ обычно подается через смесительную воронку.
ПРИМЕНЕНИЕ
На Рис. 18 приводится иллюстрация того, как изменяется вязкость бурового раствора при изменении пластической вязкости и ДНС вследствие химического загрязнения или обработки химреагентами. Проанализировав представленные данные, можно определить влияние различных добавок на динамическую и кажущуюся вязкость раствора. В каких бы единицах измерения не выражалась кажущаяся вязкость раствора – в секундах/кварту (воронка) или сП (вискозиметр) – она состоит из двух слагаемых: (1) концентрация и тип твердых частиц и (2) электрохимические силы 
притяжения между твердыми частицами. При попадании в раствор загрязняющих примесей или увеличении содержания шлама растет и вязкость раствора. Если воронка Марша показывает высокую вязкость, обычно оказывается высокой и кажущаяся вязкость. При падении вязкости по Маршу обычно имеет место и 
падение кажущейся вязкости. Однако для управления параметрами бурового раствора недостаточно знать лишь его кажущуюся вязкость. Важнейшими характеристиками буровых растворов являются пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига. Пластическая вязкость – это в большей степени мера структурной вязкости, зависящей напрямую от концентрации твердой фазы. ДНС и СНС – в большей степени меры флоккуляции и гидратации глины. ДНС и СНС безглинистого полимерного раствора на основе ксантана остаются почти неизменными при загрязнении раствора, флоккуляции и дефлоккуляции или добавлении анионных реагентов-понизителей вязкости.
Принципы химической обработки глинистых растворов на водной основе показаны на Рис. 18:
1. Добавление цемента в концентрации 1,2 фунта/баррель вызвало флоккуляцию вследствие загрязнения кальцием. Заметен рост кажущейся вязкости и вязкости по Маршу. При изучении графика видно, что изменение вязкости было вызвано ростом ДНС (т.е. усилением сил притяжения или флоккуляцией). Пластическая вязкость не изменилась или изменилась весьма незначительно, т.к. пластическая вязкость обусловлена только концентрацией твердой фазы.
2. Чтобы продемонстрировать отсутствие влияние воды на снижение ДНС (флоккуляцию) в раствор добавлено 10% воды. Вода не способствует удалению кальция, который является причиной флоккуляции (сил притяжения). Вода может лишь способствовать разобщению твердой фазы, однако не может изменить свойства глины или ДНС.
3. Добавление PHOS в концентрации 1 фунт/баррель для удаления кальция приводит к очень ощутимому снижению кажущейся вязкости и вязкости по Маршу, что обусловлено снижением ДНС. Падение ДНС происходит за счет удаления кальция и дефлоккуляции частиц глины. Кроме того, показано, что добавление химреагентов не влияет или весьма незначительно влияет на изменение пластической вязкости.
Рис. 18. Принципы химической обработки буровых растворов.
4. Второй раз вязкость повысилась после добавления барита (инертных твердых частиц) в концентрации 200 фунтов/баррель (см. линию D) для утяжеления раствора. Кажущаяся вязкость изменилась так же как и ранее, но по совершенно другой причине: изменение вязкости раствора на этот раз было обусловлено увеличением пластической вязкости. При добавлении в раствор твердых частиц выросла сила трения между ними, т.к. общая площадь поверхности твердых частиц увеличилась. ДНС возросло ненамного, т.к. расстояние между твердыми частицами сократилось. Из-за этого усилились силы притяжения между частицами. Однако рост кажущейся вязкости и вязкости по Маршу был главным образом обусловлен ростом пластической вязкости. Оптимальным методом обработки такого раствора является добавление воды.
5. Чтобы продемонстрировать, как небольшое снижение вязкости можно получить путем снижения ДНС, и что одной лишь химической обработкой невозможно понизить вязкость раствора с большим содержанием твердой фазы, в раствор добавили PHOS в концентрации 1,4 фунта/баррель. Вязкость оставалась высокой даже после обработки раствора.
6. Оптимальным методом обработки раствора для снижения вязкости является добавление воды. В раствор добавили воду в количестве 10% об., пластическая вязкость значительно снизилась. Кроме того, значительно снизилась также вязкость по Маршу и кажущаяся вязкость, т.к. они напрямую зависят от пластической вязкости. ДНС снизилось незначительно.
7. В третий раз увеличение вязкости наблюдалось при введении загрязняющей примеси и химически активных твердых частиц; при этом возросла ДНС и пластическая вязкость. Цемент в концентрации 1,4 фунта/баррель привел к увеличению ДНС (см. линию А). Пластическая вязкость возросла после добавления глины 10 фунтов/баррель по той же причине, что и при введении твердой фазы (см. линию D). Однако есть одно большое отличие: глина гидратируется и впитывает воду. Количество свободной воды уменьшается, а трение возрастает значительно даже при небольшой концентрации твердой фазы. На единицу объема твердой фазы гидратируемый шлам всегда будет увеличивать вязкость больше, чем инертная твердая фаза. Оптимальный метод обработки раствора при данных обстоятельствах заключается в применении химических понизителей вязкости и воды для разбавления раствора с целью снизить пластическую вязкость и ДНС раствора.
8. При добавлении реагентов наблюдалось снижение вязкости по тем же причинам, что и в вышеописанном примере (см. линию С).
9. При добавлении воды наблюдалось снижение вязкости по тем же причинам, что и в вышеописанном примере (см. линию F).
На основе вышеизложенного можно сделать некоторые обобщенные выводы относительно наиболее экономически оправданного метода управления реологическими характеристиками буровых растворов:
1. В случае повышения ДНС глинистого раствора на водной основе при отсутствии или при весьма незначительных изменениях пластической вязкости ДНС можно снизить путем добавления химических понизителей вязкости.
2. В случае повышения пластической вязкости при отсутствии или незначительном изменении ДНС, пластическую вязкость можно снизить путем разбавления бурового раствора водой или применением механической системы очистки раствора для удаления из него твердой фазы.
3. Оба описанных выше метода могут применяться при одновременном и значительном повышении ДНС и пластической вязкости.