
- •Очистные агенты
- •В. И. Зварыгин
- •Часть 1 очистные агенты
- •Глава 1
- •Коллоидные растворы
- •.Структура воды
- •1.2 Структура коллоидных растворов
- •1.2 Прочность структуры.
- •1.2 Вязкость воды
- •1.3 Стабильность бурового раствора
- •1.4 Водоотдача
- •1.5 Показатель фильтрации. Приборы для определения показателя фильтрации
- •1.9. Плотность промывочной жидкости. Приборы для определения плотности
- •1.7 Содержание абразивных частиц в буровых растворах. Прибор.
- •Глава 2 глинистые растворы. Растворы Общие сведения
- •2.1. Структурообразователи.
- •2.2. Структурирование глинистых растворов
- •Структурирование промывочной жидкости за счет диспергирования тердой фазы.
- •2.3. Ингибирующие глинистые растворы.
- •2.4 Неингибирующие глинистые растворы.
- •2.5. Активация и дезактивация глинистых частиц.
- •2.6. Технические средства для приготовления глинистых растворов
- •Глава 3 полимеры и полимерные промывочные жидкости
- •3.1. Полимеры – структурообразователи
- •Состав древесины
- •3.2Свойства и функции полимеров
- •3.3 Модифицирующие полимерполисолевые растворы
- •3.3.2. Экспериментальные исследования.
- •3.4. Зарубежные реагенты для приготовления промывочных жидкостей Основная классификация реагентов компании “бдс”:
- •3.5 Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
- •3.6 Полимерные растворы
- •3.7 Технические средства для приготовления полимерных растворов
- •Общая схема выбора промывочной жидкости
- •Глава4 растворы электролитов
- •4.1Истинные растворы
- •Теплота растворения электролитов
- •4.2Растворимость и скорость растворения электролитов.
- •Растворимость электролитов
- •Скорость растворения электролитов.
- •4.3 Насыщенные и перенасыщенные растворы.
- •4.4 Кристаллизация растворов электролитов
- •Использование процесса кристализация электролитов при бурении скважин
- •4.5 Растворы с конденсированной твердой фазой
- •Глава 5 эмульсионные промывочные жидкости
- •5.1.1 Гидрофильные эмульсионные растворы
- •5.1.2 Эмульсионные жидкости-виброгасители
- •5.2. Гидрофобные эмульсии
- •Параметры, характеризующие качество эибр:
- •Параметры, характеризующие качество виэр:
- •Параметры, характеризующие устойчивость эмульсии, для тиэр:
- •5.3. Технические средства для приготовления эмульсионных промывочных жидкостей
- •Техническая характеристика установки уэм-5
- •Техническая характеристика установки уэм-5
- •Глава 6 газообразные агенты
- •6.1. Общие понятия. Область применения. Достоинства
- •6.2. Бурение скважин с продувкой сжатым воздухом
- •Оптимальные концентрации пенообразующих пав в зависимости от минерализации пластовой воды
- •6.3. Технические средства для охлаждения и осушения воздуха
- •Техническая характеристика блока осушки завода Курганхиммаш
- •Результаты производственных испытаний осушающе-охлаждающего агрегата
- •6.4 Технические средства для очистки воздуха от шлама.
- •Глава 7 газожидкостные смеси.
- •7.1 Общие сведения.
- •7.2. Параметры, характеризующие свойства гжс
- •7.3 Пенообразователи. Регулирование свойств гжс
- •7.4. Технические средства получения и нагнетания газожидкостных смесей
- •Заключение
- •Часть II. Стабилизация в неустойчивых стенок скважин. Задачами второй части исследований являются:
- •Глава8.Общие сведения о структуре горных пород.
- •8.1 Химические связи в минералах
- •8.2. Межмолекулярные связи в горных породах.
- •8.3 Поверхностная энергия горных пород.
- •8.4 Устойчивость стенок скважин.
- •Глава9. Промывочные жидкости для бурения уплотненных глинистых пород.
- •9.1. Класификация глинистых пород
- •Значения коэффициента для различной плотности глины
- •9.2. Осложнения при бурении уплотненных глинистых пород.
- •9.2.1. Механизм увлажнения и набухания глин.
- •9.2.2. Фильтрация воды в горные породы.
- •9.2.3. Разупрочнение уплотненных глин.
- •9.2.4. Диспергирование и размывание глин.
- •9.2.5. Влияние гидравлического давления на увлажнение глины.
- •9.2.6. Влияние горного давления на увлажнение глины.
- •9.3. Промывочные жидкости, применяемые для профилактики осложнений в уплотненных глинах
- •9.4. Основные направления выбора промывочной жидкости для бурения глинистых пород
- •9.5. Анализ эффективности применяющихся глинистых растворов для бурения уплотненных глин.
- •9.6. Анализ эффективности полимерных и полимерглинистых растворов.
- •9.7. Анализ эффективности ингибирующих растворов
- •Глава10. Промывочные жидкости для бурения неуплотненных глинистых пород.
- •10.1. Глинистые неуплотненные породы. Осложнения при их бурении.
- •10.2. Анализ влияния электролитов на увлажнение и прочность неуплотненной глины.
- •Зависимость пластической прочности образца глины от влажности к2
- •10.3. Влияние полимеров и полимерсолевых растворов на увлажнение и прочность неуплотненных глин.
- •10.4. Полимерполисолевые промывочные жидкости, для бурения неуплотненных глин .
- •11.2. Влияние технологических параметров бурения на раскрытие трещин и осложнение. Общие понятия.
- •11.3. Факторы, влияющие на осложнения горных пород.
- •11.4. Промывочные жидкости. Механизм их действия. Анализ эффективности.
- •Глава12. Промывочные жидкости для бурения трещиноватых горных пород.
- •12.1. Трещиноватые горные породы
- •12.2. Поглощение промывочной жидкости в трещиноватых породах
- •12.3. Мероприятия по предупреждению поглощения промывочных жидкостей
- •12.4. Анализ эффективности различных наполнителей для закупорки способность трещин
- •Закупоривающая способность глинистых паст
- •Определение закупоривающей способности вол
- •Закупоривающая способность вус
- •Зависимость объема тампонажной смеси от состава ее компонентов
- •Глава 13 промывочные жидкости для бурения соленосных отложений
- •13.1. Соленосные отложения. Осложнения.
- •13.2 Растворение и размывание соленосных отложений.
- •Скорость растворения галита в перемешиваемом малоглинистов растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
- •Размывание хемогенных пород
- •Зависимость скорости и константы растворения соли от скорости потока
- •13.3 Пластические деформации хемогенных пород.
- •Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
- •13.5 Лигниноглинистые растворы
- •Заключение
- •Библиографический список к первой части
- •Часть I.Очистные агенты
- •Глава 1 Коллоидные растворы……… ………. …………………………………..3
- •Глава3Полимеры и полимерные промывочные жидкости …………………50
- •Глава 4 Растворы электролитов.…………………………………………………77
9.2.6. Влияние горного давления на увлажнение глины.
В естественном состоянии глины в зависимости от горного давления и возможности оттока воды могут иметь различную степень уплотнения. При наличии возможности оттока воды с увеличением горного давления при одинаковых условиях увлажнение и набухание глины понижается. В контакте глины с раствором степень ее увлажнения и набухания определяется разностью объемных энергий глины и компонентов бурового раствора. Выражая объемную энергию через осмотические давления, эту разность можно записать в виде
,
где pr0 - осмотическое давление глины, рp0 - осмотическое давление компонентов бурового раствора.
С удалением от стенок скважины вглубь массива горной породы р понижается вследствие действия горного давления pr:
,
С увеличением горного давления влажность глины понижается (рис.9.2)
Рис.9.2 Влияние внешнего давления на влажность К2 глинистых образцов в дистиллированной воде.
Однако понижение давления р, и понижение влажности, будут ограничиваться некоторыми пределами.
Глинистые частицы, как мы отмечали, адсорбируют вокруг себя воду в виде тонких (расклинивающих по Дерягину) пленок. Прочность связей воды с частицами (пленок адсорбированной воды) достигает сотен и даже тысяч мегапаскалей. Поэтому даже при значительном горном давлении влажность глин остается довольно высокой.
Рис. 9.3. Зависимость влажности глинистых образцов в растворе УЩР при различном внешнем давлении от концентрации УЩР: 1 - при давлении 0.01 МПа, 2 - при ., давлении 0,16 МПа, 3 - при давлении 3 МПа
По исследованиям В.Л. Михеева и В.И. Козлова [7], при внешнем давлении 25-30 МПа спрессованный образец биклянской глины в воде увлажнился до 32 % (К2 = 0,32 см3/г) уже в течение первых 6 часов (рис.9.1).
По исследованиям В.Д. Городнова [18], при внешнем давлении 16 МПа полное увлажнение бентонита составило 50 % (К2 = 0,5 см3 / г. рис.9.2).
Увлажнение образцов глины в растворах щелочных (рис.9.3) и нещелочных (рис.9.4) электролитов в закрытой емкости (при отсутствии возможности диспергирования глины) с увеличением давления (до некоторого предела) понижается.
Рис. 9.4. Зависимость влажности глинистых образцов в растворе CaCI2 ; при различном внешнем давлении от концентрации СаС12 : 1 -при давлении 0,01 МПа, 2 - при давлении 0.03 МПа, 3 - при давлении 0,16 МПа. 4 при давлении 3 МПа
9.3. Промывочные жидкости, применяемые для профилактики осложнений в уплотненных глинах
Наиболее эффективными буровыми растворами для промывки скважин в глинистых набухающих и диспергирующихся горных породах являются растворы на нефтяной основе (РНО).
Нефть и ее производные - неполярные жидкости нейтральны по отношению к полярным глинистым частицам и поэтому, не способны вызывать их набухание и диспергирование.
Однако, буровые растворы на нефтяной основа при бурения скважин на твердые полезные ископаемые не применяют, весьма редко их применяют и при бурении на нефть и газ (в большинстве случаев по продуктивным пластам). Объясняется это рядом причин, в первую очередь, токсичностью.
Вследствие высокой токсичности буровые растворы на нефтяной основе относятся к экологически вредным веществам, попадая через скважину в водоносные пласты, растворы могут заражать грунтовые воды. Отходы буровых растворов при неправильной их утилизации могут губительно сказываться на растительности и животном мире.
Нефть и ее производные пожароопасны.
Буровые растворы на нефтяной основе создают антисанитарные условия на рабочем месте, вредно влияют на человека, создают опасные условия работы.
РНО существенно снижают механическую скорость и производительность бурения и т.д.
В связи с выше изложенным, несмотря на недостатки (в частности, способности насыщать горную породу водой) широкое распространение в практике бурения получили растворы на водной основе.
Рецептура применяемых растворов на водной основе изменялась в соответствии с эволюцией взглядов на их роль и функции в процессе бурения.
До тридцатых годов в осложненных условиях применялись преимущественно необработанные глинистые растворы. Появились работы по стабилизации стенок скважин. Однако для неустойчивых глинистых пород растворы оказались малоэффективными. Основной причиной набухания, размокания и обрушения пород исследователи считали высокую водоотдачу буровых растворов [10]. Поэтому основное внимание при приготовлении буровых растворов для промывки скважин в глинистых породах уделяли их малой водоотдаче и высокой вязкости. Термины "сохранение устойчивости" и "снижение водоотдачи" считали синонимами (Г.Ф. Паус). В 1934-36 гг. B.C. Барановым и З.П. Буксом для снижения водоотдачи глинистый раствор предложено обрабатывать препаратами типа УЩР (ТЩР) (табл.9.2).
Таблица 9.3
Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении глинистых пород
Вид глинис-той породы |
Название промы-вочной жидкости |
Струк-туро-образо-ватель, % |
Ингиби-тор диспер-гирова-ния горной породы, % |
Разжи- житель, % |
Активатор твердой фазы, % |
Добавки (смазываю-щие пеногаси-тель), % |
Твердые (устой-чивые) глинис-тые породы |
Глинис-тый |
Глина 10-20 |
- |
Вода |
- |
Нефть-10 + графит-1 + смад-3 |
Гуммат-ный |
Глина 8-10 |
- |
УЩР |
УЩР - 3-5 Na2О3-0.3-0.5 |
- |
|
Лигно-сульфо-натный |
Глина 8-20 |
- |
ССБ 3-4 |
УЩР-0,5-1 NaOH-0.5-1 |
ПГ-0,5-1 |
В пятидесятых годах, начиная с работ А.Н. Динника, появилось новое физико-механическое направление. Основной причиной осложнений в глинистых породах считалась невысокая прочность горных пород. Под воздействием горного давления и напряжений в приствольной зоне, вследствие недостаточной прочности пород, происходит их обрушение. Для поддержания устойчивости стенок рекомендовалось использовать глинистые растворы повышенной плотности с высоким содержанием твердой фазы. Для снижения вязкости стали применять лигносульфонаты (табл. 9.2).
В семидесятых годах исследователями США доказано, что для бурения глинистых пород более эффективными являются буровые растворы с малым
содержанием твердой фазы. Для бурения устойчивых глинистых пород предложен ряд рецептур полимерглинистых и полимерных растворов (табл.9.4).
Таблица 9.4
Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении глинистых пород
Вид глинистой породы |
Название промывочной жидкости |
Структу рообразователь, % |
Ингибитор диспергирования горной породы, % |
Разжи житель,% |
Активатор твердой фазы, % |
Добавки (смазыва ющие пеногаси тель), % |
Уплот- ненные низко-коллои-дальные глины
|
Полимерная |
- |
ПАА-0,2 |
- |
- |
- |
Полимер глинистая |
Глина 4-5 |
КМЦ (М-14, метас) – 0,4-0,5 ПАА-0,0125 -0,025 |
- |
- |
Нефть 10 |
|
Полимер глинистая хромлигно сульфанатная |
Глина 4-10 |
КМЦ (М-14, метас) – 0,3-0,5 |
Окзил- 0,3-0,5 Na2Cr2O7- 0,05-0,1 |
Na2CO3- 0,3-0,5 |
|
В это же время развивается физико-химическое направление. Разрабатывается серия ингибирующих растворов (табл. 9.4)
Таблица 9.5
Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении высококоллоидальных уплотненных глин (ингибирующие промывочные жидкости)
Промывоч- ный раствор |
Структу рообра зователь, % |
Ингибитор диспергирования горной породы, % |
Ингибитор разупрочне ния |
Разжи житель, % |
Активатор твердой фазы, % |
Добав ка пенога сителя |
Хлор- калиевый |
Глина 5-10 |
КМЦ (М-14, метас, крахмал) 0,5-1 КССБ-3-5 |
KCl-3-5 |
- |
KOH- 0.5-1 |
ПГ- 0,2-0,3 |
Известко вый |
Глина 8-10 |
КМЦ-0,1-0,3 КССБ-4-2-3 |
Ca(OH)2- 0.3-0.5
|
ССБ-3-5 |
УЩР- 0,5-1 NaOH- 0,3-0,5 |
ПГ- 0,2-0,3 |
Гипсово-известко вый |
Глина 8-20 |
КМЦ-0,3-0,5 |
Ca(OH)2- 0.2-0.3 Гипс-1,5-2 |
Окзил (ОССБ)- 0,5-1 Na2Cr2O7 -0,05-0,1 |
КОН- 0,2-0,3 |
ПГ- 0,3-0,5 |
Калиево-гипсовый |
Глина 6-15 |
КМЦ-0,5-1 |
KCl-1-3 Гипс-1-1,5 |
Окзил (КССБ-4) 3-5 |
КОН- 0,5-1 |
ПГ- 0,2-0,3 |
Калиево-известко вый |
Глина 6-10 |
КМЦ-0,3-0,5 |
Ca(OH)2-0,2-0,3 КСl-2-3 |
Окзил (КССБ-4) 3-5 |
КОН- 0,1-0,2 |
ПГ- 0,2-0,3 |