
- •Лекция № 1. Введение. Основное содержание дисциплины. Понятия о технологии промывки скважин.
- •Лекция № 2. Функции бр. Требования к бр.
- •Лекция № 3. Бр как дисперсные системы (дс). Их свойства, классификации.
- •Классификация по агрегатному состоянию
- •Классификация по межфазному взаимодействию
- •Лекция № 4. Применение воды, воздуха и газов в качестве бр.
- •Лекция № 5. Растворы на водной основе. Типы глин для приготовления глинистых растворов.
- •Лекция № 6. Основные технологические параметры бр.
- •Лекция № 7. Физико-химические процессы в глинистых растворах. Свойства глинистых растворов.
- •Лекция № 8. Разновидности гр и условия их применения (ингибированные, солевые, полимерные и др.)
- •Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород.
- •Безглинистые солестойкие растворы (бск)
- •Лигносульфонатные растворы.
- •Полимерные недиспергирующие растворы.
- •Ингибированные растворы.
- •1. Алюминатные растворы
- •2. Известковые растворы с высоким рН
- •3. Кальциевые растворы
- •4. Известковый раствор с низким рН
- •5. Хлоркальциевые растворы
- •6. Калиевые растворы
- •Лекция № 9. Эмульсионные буровые растворы. Растворы на углеводородной (нефтяной) основе
- •Известково – битумный раствор (ибр).
- •Лекция № 10Химические реагенты, применяемые при приготовлении буровых растворов.
- •Реагенты «m-I drilling swako» (сша)
- •Лекция № 11. Обработка буровых растворов.
- •Лекция № 13. Циркуляционная система буровой установки. Очистка бр.
- •Лекция № 14. Способы и оборудование для очистки и дегазации бр.
- •Механическая очистка
- •Оборудование для очистки с помощью центробежных сил.
- •Дегазация бурового раствора.
- •Лекция № 15. Выбор типа бр, его состава и свойств
- •Лекция № 16. Общая характеристика применения тр. Классификация тм.
- •Классификация тм и тр
- •Лекция № 17. Базовые тампонажные материалы (тампонажный портландцемент, активные и инертные добавки) Тампонажный портландцемент (тц)
- •Добавки, вводимые при помоле цемента.
- •Инертные минеральные добавки
- •Активные минеральные добавки
- •Лекция № 18. Разновидности пц. Физико-химические процессы твердения тр. Гидратация и гидролиз.
- •Физико-химические процессы твердения тр. Гидратация и гидролиз.
- •Лекции № 19 - 20. Основные свойства тампонажного порошка, раствора и камня Свойства тампонажного порошка.
- •Свойства цементного раствора (цр)
- •Свойства цементного камня
- •Лекции № 21- 22. Коррозионностойкие, термостойкие, расширяющиеся, на основе силикатных материалов цементы.
- •Пуццолановые цементы
- •Глиноземистый и гипсоглиноземистый цементы
- •Карбонатный цемент
- •Песчанистый портландцемент
- •Шлакопортландцемент
- •Модифицирование тампонажных цементов с целью повышения их коррозионной стойкости.
- •Термостойкие тц
- •Расширяющиеся тц.
- •Тм на основе силикатов щелочных металлов.
- •Лекции № 23 – 24. Тм на основе вяжущих веществ, металлургические шлаки, магнезиальный цемент, облегченные, утяжеленные тр. Гипсовые вяжущие вещества.
- •Металлургические шлаки.
- •Магнезиальный цемент.
- •Модифицированные тм.
- •Облегченные тц и тр.
- •Утяжелители. Утяжеленные тц и тр.
- •Карбонатные утяжелители
- •Баритовые утяжелители
- •Железистые утяжелители
- •Свинцовые утяжелители
- •Утяжеленные тц.
- •Лекции № 25 – 26. Тр, затворенные на растворах солей и другие виды тр. Тр, затворенные на концентрированных растворах солей.
- •Другие виды тр. Нефтецементные растворы
- •Полимерные растворы
- •Тампонажные пасты.
- •Лекция № 27. Тампонирующие смеси для борьбы с поглощениями при бурении.
- •Быстросхватывающиеся смеси.
- •Лекция № 28. Контроль качества тм.
- •Лекция № 29. Технология приготовления тампонажных составов.
- •Лекция № 30. Охрана окружающей среды и мероприятия по тб при промывке и тампонировании скважин.
Лекция № 5. Растворы на водной основе. Типы глин для приготовления глинистых растворов.
Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из их геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.
Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15-20 %, а механическая скорость проходки - на 25 - 40 %.
Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.
Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.
Глины являются наиболее активной частью глинистых растворов (ГР), поэтому свойства ГР во многом определяются свойствами исходных глин.
Глины – это осадочные ГП, представляющие собой смесь различных минералов, способных при контакте с водой переходить в пластическое состояние. При высыхании они сохраняют приданную им форму и приобретают высокую прочность, а после обжига получают твердость камня.
Наиболее важными свойствами глин являются набухаемость, пластичность, гидрофильность, ионный обмен и способность диспергироваться в воде на мельчайшие частички. Глинистые минералы отличаются тонкодисперсностью. К основным породообразующим минералам глинистых пород, используемых для растворов, относятся минералы групп монтмориллонита, гидрослюд, палыгорскита и каолинита.
1 группа – монтмориллонитовая (ММ), имеет формулу (ОН)4 Si8Al4O20 n H2O.
Кремний в молекуле монтмориллонита может замещаться на ионы Al3+, Fe2+, 3+, Zn2+, Cu2+, Mg2+, Li+. Монтмориллонит имеет белый с сероватым оттенком цвет, иногда с синеватым оттенком, а также розовый, розово-красный, зеленый и матовый цвета. Монтмориллонит в значительной степени обладает адсорбционной, ионообменной способностью, а также поглощает и выделяет слабо связанную воду в зависимости от влажности окружающей среды.
К монтмориллонитовой группе относятся минералы сапонит, бейделлит, нонтронит, вермикулит. Глины, в которых преобладают минералы этой группы, называют бентонитами. (Термин “бентонит” был введен в 1898 году для высококачественных монтмориллонитовых глин штата Вайоминг, США).
2 группа – палыгорскитовая (ПС), имеет формулу (ОН)2 Si8Mg5O18 4H2O.
Палыгорскит иначе называют аттапульгитом, он хорошо набухает в пресной и соленой воде, может применяться как структурообразующий компонент буровых растворов, насыщенных солью. Палыгорскитовые суспензии характеризуются высокой водоотдачей, не увеличивающейся при засолении, что выгодно отличает его от других глин. Минерал сепиолит представляет собой магнезиальный водный силикат, волокнистый минерал, имеет высокую солеустойчивость.
3 группа – каолинитовая (КЛ), имеет формулу (ОН)8Si4 Al4O10 n H2O.
Каолинит почти не набухает в воде, обладает небольшой емкостью поглощения катионов и адсорбционной способностью. К этой группе относятся минералы накрит, галлуазит, диккит, аноксит, энделлит.
4 группа – гидрослюдистая (ГС) – (ОН)4 Ку(Al4Fe4Mg6)(Si8yAly)O20 n H2O.
Гидрослюды представляют собой промежуточные соединения между минералами каолинитовой группы и слюдами, являются продуктами их частичной каолинизации и не имеют постоянного состава. К гидрослюдистой группе относятся минералы гидромусковит, иллит.
Одним из определяющих признаков глинистых минералов является соотношение SiO2 : R2O3 где R2O3 – полуторные оксиды, включающие сумму Al2O3 и Fe2O3. Это отношение составляет для минералов каолинитовой группы – 2–3; для палыгорскитовой группы – 2.1–2.3; для гидрослюдистой группы оно равно 3–4 и для минералов монтмориллонитовой группы составляет 4–7. Чем больше это отношение, тем сильнее проявляются гидрофильные свойства глинистых пород, тем сильнее набухают и распускаются в воде глины.
В настоящее время для определения структур глинистых минералов пользуются обобщениями, сделанными еще Полингом. По Полингу в основе строения большинства глинистых минералов лежат два структурных элемента. Один структурный элемент состоит из двух слоев плотноупакованных атомов кислорода или гидроксогрупп, между которыми в октаэдрической координации расположены атомы алюминия, железа и магния, которые равноудалены от атомов кислорода и гидроксогрупп. Второй элемент структуры построен из кремнекислородных тетраэдров, в центре которых расположены атомы кремния, равноудаленные от 4-х гидроксогрупп или атомов кислорода. Кремнекислородные тетраэдры расположены в форме бесконечно повторяющейся гексагональной сетки, образующей слой Si4O6(OH)4.
Указанные структурные элементы составляют основу кристаллической решетки минералов группы монтмориллонита, палыгорскита, гидрослюд и каолинита.
Рассмотрим наиболее важные свойства глин.
Ионный обмен глин. Атомы Si и Al, входящие в кристаллическую решетку глинистых минералов, могут быть замещены другими атомами, причем не обязательно с одинаковой валентностью. В этом случае частицы глины для компенсации ненасыщенной валентности адсорбируют из водных растворов катионы. Между глиной и раствором происходит обмен катионов. Каждая глина обладает определенным количеством обменных ионов, т.е. вполне определенной емкостью. Она выражается количеством молей обменных катионов, содержащихся в 1 кг сухой глины (ОЕ). Для наиболее распространенных глинистых минералов ОЕ составляет: у ММ – 0.8 – 1.5; ГС – 0.1 – 0.4; ПС – 0.2 – 0.3; КЛ – 0.03 – 0.15. В глинистых минералах обменными катионами являются Ca2+, Mg2+, K+, Na+, H+, NH+.
В природных глинах основные обменные катионы Na+ или Ca2+ и соответственно глина называется натриевая или кальциевая. Такие физические свойства глины, как набухаемость, прочность в сухом состоянии, дисперсность, пластичность, усадка при высушивании находятся в тесной функциональной зависимости от величины емкости поглощения и от состава поглощенных катионов.
Набухаемость – процесс проникновения молекул воды в кристаллическую решетку глин, при котором пачки кристаллической решетки раздвигаются, при этом глина набухает. Набухаемость оценивается в см3/г и измеряется на порошках глин с размерами частиц 0.25 мм и менее. При избытке воды набухание сопровождается разрушением глины. На набухание глин отрицательно сказываются снижение рН и солевая агрессия. Например, максимум набухания у бентонитовой глины аскангель в пресной воде 17.7 раза, а в соленой воде в 10 раз меньше. Лишь палыгорскит одинаково хорошо набухает в пресной и соленой воде. Поэтому ПЖ из ПГ глин солеустойчивы. На набухаемость также влияет перемешивание, размеры комков глины и ее исходная влажность, состав воды и др.
На свойства ГР оказывают влияние размеры и форма частиц. Наибольшее влияние оказывает коллоидная фракция с размером частиц менее 1 мкм. Чем меньше размер частиц, тем больше их качественное влияние на свойства ГР. В бентонитовых глинах содержание коллоидных фракций значительно больше, чем в каолиновых и может достигать 40 %. По форме частицы чаще всего имеют вид плоских или лентовидных чешуйчатых пластинок, реже – продолговатую (игольчатую) форму. Благодаря такой форме частицы имеют большую суммарную поверхность, на которой развивается свободная поверхностная энергия. Удельная поверхность глинистых минералов колеблется от 800 – 900 м2/г у ММ до 10 – 20 м2/г у КЛ.
Требования к качеству глины для приготовления ГР.
Глины используются либо в комовом виде, либо в порошковом. Размеры комков не должны быть > 150 – 200 мм. Глинопорошки (ГП) готовят на спец. заводах механическим или физико – химическим способами. Как правило, ГП готовят из высококачественного сырья. Основным показателем, характеризующим качество ГП, является выход раствора – количество в м3 суспензии (раствора глины с водой) с условной вязкостью 25 ± 1 с, получаемое из 1 т ГП. Выход БР из одного и того же порошка зависит от величины рН водной среды, используемой для приготовления БР. С повышением рН от 7 до 10 выход БР значительно возрастает, особенно из ГП кальциевого типа. При применении в качестве регулятора рН соды Na2CO3 или полностью замещенных фосфатов натрия выход БР может увеличиться на 30 – 70 %.