CC BY
112
УДК 622.24.063, 504.056 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10413
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОКИСЛЕННЫХ ГУМАТОВ НА ПАРАМЕТРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
INVESTIGATION OF THE INFLUENCE OF OXIDIZED HUMATES ON THE PARAMETERS OF DRILLING FLUIDS
Н.А. Лихачева, Е.А. Захарова
Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Салавате, 453200, г. Салават, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6328-1215, E-mail: likhacheva_n@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9305-3061, E-mail: sacharova_08@mail.ru
Резюме: Успех создания долговременного объекта для извлечения нефти из недр земли во многом зависит от используемых буровых промывочных жидкостей, применяемых при строительстве скважин. Состав и свойства бурового раствора должны обеспечивать профилактику большинства из возможных в данных условиях осложнений, при этом коллекторские свойства продуктивных пластов должны оставаться неизменными. Минимизация воздействия процесса бурения на окружающую среду также является очень важной частью буровых работ, чтобы соответствовать экологическим нормам, которые стали более строгими во всем мире. В данной статье приведены результаты экспериментальных исследований по изучению способности окисленных гуминовых веществ бурых углей влиять на структурно-механические свойства глинистых буровых растворов. Исследования показали, что окисленные гуматы являются перспективными реагентами для уменьшения вязкости глинистых промывочных жидкостей, превосходя по этому показателю нативные буроугольные гуминовые вещества.
Ключевые слова: глинистый буровой раствор, бурый уголь, гуминовые вещества, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, реологические свойства, окисление, понизитель вязкости.
Для цитирования: Лихачева Н.А., Захарова Е.А. Исследование влияния окисленных гуматов на параметры буровых растворов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 4. С. 69-72.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10413
Natalya A. Likhacheva, Elena A. Zakharova
Branch of the Ufa State Petroleum Technical University in Salavat, 453200, Salavat, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6328-1215, E-mail: likhacheva_n@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9305-3061, E-mail: sacharova_08@mail.ru
Abstract. The success of creating a long-term facility for extracting oil from the earth's interior depends largely on the drilling fluids used in the construction of wells. The composition and properties of the drilling mud should ensure the prevention of most of the possible complications in these conditions, while the reservoir properties of productive formations should remain unchanged. Minimizing the environmental impact of the drilling process is also a very important part of drilling operations in order to comply with environmental regulations that have become stricter worldwide. This article presents the results of experimental studies on the ability of oxidized humic substances of brown coals to influence the structural and mechanical properties of clay drilling fluids. Studies have shown that oxidized humates are promising reagents that reduce the viscosity of clay washing liquids, surpassing native brown-coal humic substances in this indicator.
Keywords: clay drilling mud, brown coal, humic substances, viscosity, static shear stress, filtration index, rheological properties, oxidation, viscosity reducing agent.
For citation: Likhacheva N.A., Zakharova E.A. INVESTIGATION OF THE INFLUENCE OF OXIDIZED HUMATES ON THE PARAMETERS OF DRILLING FLUIDS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 4, pp. 69-72.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10413
Осложнения - одна из главных проблем при сооружении нефтяных скважин. Проектирование свойств промывочных жидкостей позволяет предупреждать возникновение подобных проблем. Качество бурового раствора определяется соответствием его свойств условиям бурения и стабильностью на протяжении всего процесса применения.
Одной из групп веществ, применяемых для регулирования технологических свойств буровых промывочных жидкостей, являются гуматные реагенты [1]. Это понятие объединяет препараты, содержащие натриевые, калиевые и аммонийные соли гуминовых кислот различного происхождения. Гуматные реагенты вызывают снижение таких показателей бурового раствора, как вязкость, напряжение сдвига и водоотдача [2, 3]. К несомненным достоинствам гуминовых препаратов стоит отнести их экологичность. Они нетоксичны, неканцерогенны, немутогенны, нетератогенны и неактивны эмбриологически.
Последнее время исследователи предпринимают попытки расширить область применения гуматов и повысить их эффективность как буровых агентов посредством
химической модификации гуминовых макромолекул [4-8]. Успех в этой области должен раскрыть новые горизонты применения гуминовых препаратов. Однако проблема получения высокоэффективных и экологически безопасных гуматных реагентов для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении, полностью на данный момент так и не разрешена. Поэтому актуальной задачей остается разработка модифицированных гуматных препаратов, способных более эффективно регулировать параметры буровых растворов.
Способность веществ понижать вязкость зависит от строения молекулы. Соотношение и характер функциональных групп определяют широту действия препарата. Применяя реагенты - понизители вязкости, можно изменять вязкость, не прибегая к разбавлению раствора или осаждению растворенных веществ. Изменение вязкости приводит к изменению и других реологических характеристик, например статического напряжения сдвига.
Анализируя структурную формулу органического вещества, можно сделать предварительные выводы о
перспективности его использования в качестве вещества, понижающего вязкость. Об этом свидетельствует наличие в молекуле функциональных групп, способных диссоциировать в водных растворах. К таким группам относятся гидроксильные, карбоксильные и сульфогруппы [9, 10]. Не последнюю роль в способности понижать вязкость играют и группы, склонные к образованию координационных связей.
Также немаловажным фактором, определяющим способность вещества снижать вязкость, является размер молекулы. Исследования показали, что оптимальный размер молекул веществ, понижающих вязкость глинистых растворов, должен составлять 3000-50 000 а.е.м.
И еще один фактор, определяющий эффективность веществ понизителей вязкости, - взаимное расположение функциональных групп в пространстве. В зависимости от внешних условий, например, рН раствора, ионогенные группы могут экранироваться ароматическими или алифатическими углеводородными радикалами. Образование гидрат-ной оболочки будет затруднено, и эффективность реагента снизится, а в некоторых случаях и вовсе пропадет [3, 11].
В связи с вышеизложенным круг веществ, оказывающих значительное влияние на вязкость, довольно узок. Широкое распространение в буровой практике нашли: полифосфаты, растительные танины, лингосульфонаты и гуматы. Использование гуматов в качестве понизителей фильтрации и вязкости обусловлено их способностью пептизиро-вать твердую фазу глинистого раствора. Кроме того, гуми-новые вещества - эффективные эмульгаторы и способны регулировать рН. Адсорбционная способность гуминовых веществ является важным фактором их стабилизирующего действия. Отрицательной стороной этого свойства является пенообразование [3]. Указанные недостатки можно преодолеть путем химической модификации гуминовых веществ.
Известно, что существует прямая связь между количеством кислородсодержащих групп и способностью гуматов влиять на реологические свойства буровой промывочной жидкости. Поэтому в нашей работе была поставлена задача получить окисленные производные гуминовых веществ и исследовать их способность изменять вязкость бурового раствора.
Объектом исследования в данной работе были гуминовые вещества, выделенные из бурых углей Тюльганского месторождения ЮжноУральского бассейна методом однократной водно-щелочной экстракции [12]. Выделенный препарат гуминовых веществ бурого угля получил шифр НГВ (нативные гуминовые вещества). Содержание гуминовых веществ в угле составило примерно 70% в расчете на сухое вещество, что соответствует литературным данным [13].
Для окисления нативных гуминовых веществ использовали широко распространенные в лабораторной практике реагенты-окислители: пероксид водорода, перманганат калия и азотную
кислоту. В результате окислительной модификации были получены три препарата: ОГВ-ПВ - препарат, полученный окислением пероксидом водорода; ОГВ-ПК - препарат, полученный окислением перманганатом калия; ОГВ-АК - препарат, полученный окислением азотной кислотой. В целом все препараты, полученные путем окислительной модификации, будут называться окисленными гуминовыми веществами. Успешность проведения химической модификации исходных гуминовых веществ бурого угля подтверждена данными элементного анализа [14]. В полученных препаратах также было определено общее содержание кислотных групп и отдельно карбоксильных.
Для получения глинистых растворов использовали бентонитовую глину Талалаевского месторождения (табл. 1). Ее отличительной особенностью является высокая пластичность, адсорбционная активность и связывающие свойства. Щелочной характер получаемых глинистых растворов определяет хорошие тиксотропные свойства, глинопорошок легко диспергируется, образуя высокодисперсную систему.
В качестве критериев оценки влияния гуминовых препаратов на параметры буровой промывочной жидкости были выбраны: условная вязкость, показатель фильтрации и статическое напряжение сдвига. Кроме того, измеряли плотность и рН растворов. Дозирование гуминовых препаратов производилось в виде 1%-х щелочных растворов при расходе от 1 до 10% объема обрабатываемого глинистого раствора.
Определение вязкости глинистых растворов проводилось на вискозиметре ВБР-2, статическое напряжение сдвига - на ротационном вискозиметре ВСН-3, плотность - ареометром АБР, показатель фильтрации (водоотдача) - на приборе ВМ-6.
При бурении скважин в осложненных условиях применяются буровые растворы повышенной плотности. Для
Таблица 1
Состав глины Талалаевского месторождения, %
Химический состав
Минеральный состав
SiO2 58,5-61,1 Монтмориллонит 30
А1203 28,7-30,3 Каолинит 50
^203 4,54-5,04 Гидрослюда 3-5
СаО 1,37-1,47 Кварц 10
МдО 0,78-1,09 Fe2O3■H2O 6-7
№20-К20 1,44-1,48 - -
П.п.п. 10,4-11,7 - -
Таблица 2
Параметры исходного глинистого раствора
Наименование параметра Рекомендуемые параметры для осложненных условий* Параметры исходного глинистого раствора (ИГР)
Плотность, кг/м3 1200-1300 1200
Вязкость, с 35-50 51
Водоотдача, см3 за 30 мин 2-3 7,5
Статическое напряжение СНС1 - 8
сдвига, дПа 10-12 14
* Трещиноватые, неустойчивые породы, рыхлые отложения.
I
Рис. 1. Влияние растворов гуматов на вязкость бурового раствора
52
51
50
49
со 48 -
47 46
•НГВ -ОГВ -ПВ ОГВ -ПК -ОГВ -АК
1 2 3 4 5 6 7 Расход раствора гумата, %
8 9 10
проведения лабораторных исследований готовили растворы плотностью 1200 кг/м3 (табл. 2).
Результаты лабораторных испытаний по изучению влияния на основные параметры глинистых растворов нативных и окисленных гуминовых веществ представлены на рис. 1-3. Они указывают на комплексное влияние иссле-д о ванных препаратов гуминовых веществ на свойства глинистых растворов.
Как видно из рис. 1, все окисленные гуминовые вещества снижают вязкость глинистого раствора более эффективно, чем гуматы, не подвергавшиеся химическому воздействию. Это можно объяснить большим содержанием функциональных групп, способных сочетаться с атомами кристаллической решетки глинистого минерала, и участвовать в образовании гидратной оболоч ки вокруг глинистых частиц. Образовавшийся гидратный барьер препятствует взаимодействию частиц, в результате снижается трение и, как следствие, вязкость и статическое напряжение сдвига (рис. 2).
Эксперимент показал, что способность снижать водоотдачу лучше выражена у нативных гуматов, чем у окисленных форм (рис. 3). Причиной этому может служить деструктивное преобразование каркасной части макромолекул гуминовых веществ, сопровождающее процесс окисления. Выше было показано, что способность изменять фильтрационные свойства глинистых растворов находится в прямой зависимости от молекулярной массы вещества. С уменьшением размера молекулы снижается и эффективность препарата как понизителя водоотдачи.
Таким образом, обобщая результаты экспериментов, можно сказать, что наиболее действенным реагентом -понизителем условной вязкости и статического напряжения сдвига является препарат ОГВ-ПВ (гуминовый препарат, полученный в результате окисления пероксидом водорода). Данный реагент можно использовать в количестве 5-6% объема обрабатываемого глинистого раствора при дозировании в виде щелочного раствора с концентрацией 1% масс.
Проведенные лабораторные исследования позволяют сделать следующие выводы:
1. Окисленные производные гуминовых веществ могут быть успешно использованы для регулирования параметров бурового раствора на глинистой основе. Модифицированные окислением гуматы обладают хорошей
Рис.
9 8 7 6
Е 5
4
3 4 п
л
3 2 1 0
16 14 12
10
£2
5 8
5 6
4 2 0
Рис.
2. Влияние растворов гуматов на статическое напряжение сдвига
п-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1
01 23456789 10
Расход раствора гумата, %
—♦—НГВ
-■-ОГВ-ПВ ОГВ-ПК -К-ОГВ-АК
—I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1
01 23456789 10 Расход раствора гумата, %
3. Влияние растворов гуматов на водоотдачу бурового раствора
7,5
6,5
5,5
-НГВ -ОГВ -ПВ ОГВ -ПК -ОГВ -АК
1 2 3 4 5 6 7 8 Расход раствора гумата, %
9 10
способностью понижать вязкость и статическое напряжение сдвига, проявляют ингибирующий эффект [15].
2. Буровые растворы, полученные с использованием гуминовых веществ, экологически чистые и могут утилизироваться в качестве органо-минерального удобрения при рекультивации земель на территории буровой после окончания строительства скважины.
3. Доступность и невысокая стоимость исходных компонентов для получения гуминовых препаратов повысит эффективность строительства скважин.
0
7
6
5
0
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Лихачева Н.А. Каустобиолиты как перспективные материалы для регулирования технологических свойств буровых растворов / Матер. Межд. науч.-техн. конф. «Современные технологии в нефтегазовом деле». Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. С. 338-340.
Городнов В.Д. Химические реагенты для обработки промывочных жидкостей. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. 89 с. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. 392 с.
Ma C. Synthesis and Characterization of Substituted-Ammonium Humic Acid Fluid Loss Additive for Oil-Based Drilling Fluids
/ C. Ma, L. Li, G. Wang, X.B. Yuan // Advanced Materials Research. 2014. V. 1004-1005. P. 623-626.
Li L. Study on the Effect of Humic Acid Acetamide on the Rheological Properties of Gas-to-Liquid Based Drilling Fluids / L.
Li, X.B. Yuan, C. Ma, R.C. Cheng, Y. P. Yang // Applied Mechanics and Materials. 2014. V. 641-642. Р. 447-450.
Sun W. Synthesis and characterisation of a multifunctional oil-based drilling fluid additive / W. Sun, G. Tian, H. Huang //
Environ Earth. 2018. Sci 77. Р. 793-800.
Binqiang X. Novel Modified Humic Acid as Effective Fluid Loss Agent for Oil-Based Drilling Fluid / X. Binqiang, Р. Feng // EJGE. 2014. V.19. P. 4093-4100.
Johannes F. Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids. Gulf Professional Publishing, 2015. P. 79-82. Тангиев Х.Ш., Логинова М.Е., Токунова Э.Ф. и др. Изучение спектрофотометрических характеристик лигносульфо-натов различных способов получения // Булатовские чтения, 2018. Т. 3. С. 311-314.
Тептерева Г.А., Логинова М.Е., Конесев В.Г. Спектрофотометрические характеристики лигносульфонатов различных способов получения // Нефтегазовое дело, 2018. № 6. С. 98-114.
Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. М.: Недра, 1985. 368 с.
Бураканов Д.З., Ибрагимов С.В., Лихачева Н.А. Выделение гуминовых кислот из бурых углей Тюльганского месторождения / Матер. Межд. науч.-техн. конф., посвященной 100-летию Республики Башкортостан «Наука. Технология. Производство - 2019». Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. С.93-94.
Федорченко В.И., Гончаренко Н.А. Трансформация некоторых химических элементов в процессе получения гуминовых удобрений из бурых углей Тюльганского месторождения // Вестник ОГУ, 2006. № 4. С. 157-160. Лихачева Н.А., Митрофанова В.В. Исследование элементного состава окисленных буроугольных гуминовых веществ / Матер. Межд. науч.-метод. конф. «Интеграция науки и образования в вузах нефтегазового профиля». Уфа: Изд-тво УГНТУ, 2020. С. 208-211.
Лихачева Н.А., Шарипова Г.В. Влияние буроугольных гуминовых веществ на набухание глины / Матер. Межд. науч.-метод. конф. «Интеграция науки и образования в вузах нефтегазового профиля». Уфа: Изд-тво УГНТУ, 2020. С. 206-208.
REFERENCES
1. Likhacheva N.A. Kaustobiolity kak perspektivnyye materialy dlya regulirovaniya tekhnologicheskikh svoystv burovykh rastvorov [Caustobiolites as promising materials for regulating the technological properties of drilling fluids]. Trudy Mezhd. nauch.-tekhn. konf. «Sovremennyye tekhnologii v neftegazovom dele» [Proc. of Int. scientific and technical conf. "Modern technologies in oil and gas business"]. Ufa, 2019, pp. 338-340.
2. Gorodnov V.D. Khimicheskiye reagenty dlya obrabotki promyvochnykh zhidkostey [Chemicals for the treatment of flushing fluids]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1970. 89 p.
3. Kister E.G. Khimicheskaya obrabotka burovykh rastvorov [Chemical treatment of drilling fluids]. Moscow, Nedra Publ., 1972. 392 p.
4. Ma C., Li L., Wang G., Yuan X.B. Synthesis and characterization of substituted-ammonium humic acid fluid loss additive for oil-based drilling fluids. Advanced Materials Research, 2014, vol. 1004-1005, pp. 623-626.
5. Li L., Yuan X.B., Ma C., Cheng R.C., Yang Y. P. Study on the effect of humic acid acetamide on the rheological properties of gas-to-liquid based drilling fluids. Applied Mechanics and Materials, 2014, vol. 641-642, pp. 447-450.
6. Sun W., Tian G., Huang H. Synthesis and characterisation of a multifunctional oil-based drilling fluid additive. Environ Earth, 2018, no. 77, pp. 793-800.
7. Binqiang X., Feng R. Novel modified humic acid as effective fluid loss agent for oil-based drilling fluid. EJGE, 2014, vol.19, pp. 4093-4100.
8. Johannes F. Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids. Gulf Professional Publ., 2015. pp. 79-82.
9. Tangiyev KH.SH., Loginova M.Ye., Tokunova E.F. Study of the spectrophotometric characteristics of lignosulfonates of various methods of production. Bulatovskiye chteniya, 2018, vol. 3, pp. 311-314 (In Russian).
10. Teptereva G.A., Loginova M.YE., Konesev V.G. Spectrophotometric characteristics of lignosulfonates of various production methods Neftegazovoye delo, 2018, no. 6, pp. 98-114 (In Russian).
11. Grey Dzh.R., Darli G.S.G. Sostav i svoystva burovykh agentov (promyvochnykh zhidkostey) [Composition and properties of drilling agents (flushing fluids)]. Moscow, Nedra Publ., 1985. 368 p.
12. Burakanov D.Z., Ibragimov S.V., Likhacheva N.A. Vydeleniye guminovykh kislot iz burykh ugley Tyul'ganskogo mestorozhdeniya [Isolation of humic acids from brown coals of the Tyulganskoye deposit]. Trudy Mezhd. nauch.-tekhn. konf., posvyashchennoy 100-letiyu Respubliki Bashkortostan «Nauka. Tekhnologiya. Proizvodstvo -2019» [Proc. of Int. scientific and technical Conf. dedicated to the 100th anniversary of the Republic of Bashkortostan "Science. Technology. Production - 2019 "]. Ufa, 2019, pp.93-94.
13. Fedorchenko V.I., Goncharenko N.A. Transformation of some chemical elements in the process of obtaining humic fertilizers from brown coals of the Tyulganskoye deposit. Vestnik OGU, 2006, no. 4, pp. 157-160 (In Russian).
14. Likhacheva N.A., Mitrofanova V.V. Issledovaniye elementnogo sostava okislennykh burougol'nykh guminovykh veshchestv [Study of the elemental composition of oxidized brown coal humic substances]. Trudy Mezhd. nauch.-metod. konf. «Integratsiya nauki i obrazovaniya v vuzakh neftegazovogo profilya» [Proc. of Int. scientific method. conf. "Integration of science and education in oil and gas universities"]. Ufa, 2020, pp. 208-211.
15. Likhacheva N.A., Sharipova G.V. Vliyaniye burougol'nykh guminovykh veshchestv na nabukhaniye gliny [Influence of brown coal humic substances on clay swelling]. Trudy Mezhd. nauch.-metod. konf. «Integratsiya nauki i obrazovaniya v vuzakh neftegazovogo profilya» [Proc. of Int. scientific method. conf. "Integration of science and education in oil and gas universities"]. Ufa, 2020, pp. 206-208.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Лихачева Наталья Анатольевна, к.х.н., доцент кафедры химико-технологических процессов, Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Салавате. Захарова Елена Анатольевна, к.б.н., доцент кафедры химико-технологических процессов, Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Салавате.
Natalya A. Likhacheva, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. of the Department of Chemical and Technological Processes, Branch of the Ufa State Petroleum Technical University in Salavat. Elena A. Zakharova, Cand. Sci. (Biol.), Assoc. Prof/ of the Department of Chemical and Technological Processes, Branch of the Ufa State Petroleum Technical University in Salavat.
