Разработка состава буровых растворов и изучение их реологических и эксплуатaционных свойств

При бурении разыскательных работ нефтяных и газовых скважин основным технологическим параметром являются выбор буровых растворов, который осуществляется с вовлечением химических реагентов, как органического, так и неорганического происхождения. Эти реагенты представляют в основном природные и синтетические полимеры, применяемые в настоящее время, являются дорогостоящими, вывозится из-за рубежа и не всегда эффективны. Большинство таких химических реагентов особенно при бурении нефтегазовых скважин на месторождениях с высокоминерализо-ванными пластовыми водами являются не пригодным. Эффективность и пригодность буровых растворов определяется от качества используемых химических реагентов (БР). Исходя этого к составам химических реагентов, применяемых в качестве бурового раствора предъявляются определённые требования по их физико-химических и технологическим свойствам [1]. “Развитие науки и технологий” Научно–технический журнал №1/2025 32 Техника, технология ва жиҳозлар Как известно бурение нефтяных и газовых скважин во всем мире, в частности на территории Узбекистана проводится как в нормальных, так и в осложненных геологических условиях. Для этого, в первую очередь, требуется необходимость разработать эффективных промывочных буровых растворов , хорошо очищающие забой скважины от выбуренной горной породы, который сопровождается образованием тонкую корку с гладкой поверхностью на стенках скважин по диаметру окружности [2]. Нами были исследованы зависимости физико-химических свойств буровых растворов, полученных с использованием различного состава, состоящего бентонита из Навбахорского месторождения, Na-КМЦ, ПАА и серицина при их различных содержании [4]. На рис.1 приведены результаты физико-химических и реологических свойств буровых растворов на основе разработанных составов при различных соотношениях. Рис.1. Зависимость плотности (1), вязкости (2), водоотдачи (3), и СНС10 (4) буровых растворов. В табл. 1 приведены оптимальные составы разработанных буровых растворов состоящих из бентонита , ПАА , Na-КМЦ и серицина . Содержание бентонита придерживались в пределах 10 масс.%. Как видно из полученных данных, 15%-ные буровые растворы, в зависимости от соотношения ПАА, Na-КМЦ и серицина, имеют различные физико-химические и технологические свойства. При этом с увеличением количества серицина, в отличие от данных, приведённых в табл. 2, все показатели, кроме показателя водоотдачи, имеют тенденцию к увеличению по мере увеличения количества серицина в рецептуре. При увеличении количества серицина от 1,0 до 4,0% плотность буровых растворов повышается от 0,88 до 1,11 г/см3, вязкость от 31 до 90 с, водоотдача снижается от 8,2 до 5,2 см3/30 мин, а СНС увеличивается от 20 до 44 мг/см3. Анализ данных, приведённых на рис и в табл. 1, показывает, что из композиции, содержащих в своём составе бентонита, ПАА, Na-КМЦ и серицина при различном соотношении можно разработать оптимальные составы, успешно применяемые в качестве стабилизаторов для буровых растворов при бурении нефтегазовых скважин со средним пластовым давлением, так как при этом используются буровые растворы, имеющие плотность не менее 1,05 г/см3 с соответствующей вязкостью, водоотдачей и СНС. Далее были проведены опытные испытания в лаборатории АО “Шуртан газ” технологических параметров глинистых буровых растворов на основе высокоминерализованных пластовых вод Каршинского региона на четырёх видах буровых составов: бентонит-Na-КМЦ-ПАА, бентонит-Na-КМЦ-серицин,ПАА-Na-КМЦсерицин,бентонит-ПАА- серицин. “Фан ва технологиялар тараққиёти” Илмий–техникавий журнал №1/2025 33 Техника, технология и оборудование Таблица 1 Реологические и эксплуатационные характеристики 15%-ного бурового раствора на основе разработанных составов Характеристики буровых растворов Серицин - Na-КМЦ БентонитПАА Водородный показатель, рН 9 9 9 9 Плотность, γ, г/см3 0,78 0,82 0,87 1,01 Условная вязкость 15 % водного раствора по СПВ-5, Т, с, не менее 30 38 48 68 Серицин - ПАА БентонитNa-КМЦ Водоотдача 15 % водного раствора по прибору ВМ-6, В, см3/30 мин 7,2 9,0 5,5 6,8 Толщина корки, мм 0,08 0,25 0,56 0,75 Статистическое напряжение сдвига СНС, 1/10 мин, мг/см2 21 24 29 38 Данные лабораторных испытаний табл.2. показали, что технологические показатели глинистого бурового раствора, обработанного химическими реагентами бентонит- Na-КМЦ – ПАА и бентонит- Na-КМЦ- серицин, улучшаются. Особенно явно это проявляется на повышении стабилизации минерализованных буровых растворов, повышении их реологических свойств, а также снижение фильтрационных свойств, толщины корки и повышении рН [6]. Таблица 2 Эксплуатационные свойства разработанных буровых растворов Состав глинистых растворов Технологические параметры раcтворов γ, г/см3 1 л пластовой воды +300гр. Красной глины (порошок) 6 17 40>7,5 мин 8 1,21 Исходный р-р +15% бентонит- Na-КМЦ –ПАА 11 28 4 0,5 1,16 Исходный р-р +15% бентонит- Na-КМЦ- серицин 10 32 4 0,6 1,21 Исходный р-р +15 % ПАА- Na-КМЦ- серицин 12 26 4 0,8 1,19 Исходный р-р +15 % бентонит-ПАА- серицин 10,5 22 3 0,8 1,24 1 л пластовой воды + 300гр. Красной глины (порошок) 6 16 40>7,6 мин 10 1,20 Исходный р-р +15 % бентонит- Na-КМЦ –ПАА 11 42 3 0,5 1,16 Исходный р-р +15 % бентонит- Na-КМЦ- серицин 9 44 4 0,6 1,18 Исходный р-р +15% ПАА- Na-КМЦ-серицин 11 41 3 0,7 1,20 Исходный р-р +15 % бентонит-ПАА- серицин 10 35 4 0,7 1,22 Таким образом, выявлено возможности получении высоко стабилизированные эффективные буровые растворы с плотностью в пределах от 0,9 до 1,24 г/см3, рН=6-12, что даёт возможность экономии каустической и кальцинированной соды, а композиционные составы химических реагентов бентонит- Na-КМЦ –ПАА и бентонит-Na-КМЦ- серицин могут успешно применяться для приготовления буровых растворов с использованием пресных и минерализованных пластовых вод при бурении скважин в осложненогеологических условиях и при прохождении пластов как с низким, так и со средним пластовым давлением. рН Т500, сек В, м3/30 мин К, мм “Развитие науки и технологий” Научно–технический журнал №1/2025 34 Техника, технология ва жиҳозлар