- •Очистные агенты
- •В. И. Зварыгин
- •Часть 1
- •Глава 1 структура промывочных жидкостей
- •Структура воды
- •Структура промывочной жидкости
- •1.3. Приборы для определения прочности структуры промывочных жидкостей
- •1.4. Вязкость промывочных жидкостей
- •1.5. Приборы для замера вязкости
- •1.6. Стабильность бурового раствора
- •1.7. Водоотдача. Приборы для определения водоотдачи
- •1.8. Показатель фильтрации. Приборы для определения показателя фильтрации
- •1.9. Плотность промывочной жидкости. Приборы для определения плотности.
- •Глава 2
- •2.1. Структурообразователи
- •2.2. Структурирование глинистых растворов
- •Структурирование промывочной жидкости за счет диспергирования тердой фазы .
- •2.3. Технические средства для приготовления глинистых растворов
- •2.4. Технические средства для очистки промывочной жидкости
- •Принцип выбора и регулирования промывочнолй жидкости
- •Глава 3 полимеры и полимерные промывочные жидкости
- •3.1. Полимеры – структурообразователи
- •Состав древесины
- •3.2Свойства и функции полимеров
- •3.2. Активация полимеров
- •3.3 Свойства и функции полимеров.
- •3.4 Активация твердой фазы полимерами
- •3.5. Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
- •3.6 Полимерные растворы
- •3.7Технические средства для приготовления полимерных растворов
- •Глава 4 растворы электролитов
- •4.1. Общие сведения об электролитах, применяемых при бурении скважин
- •Теплота растворения электролитов
- •4.2. Электролиты в роли структурообразователя
- •4.3Роль электролитов
- •Глава 5 эмульсионные промывочные жидкости
- •5.1. Гидрофильные эмульсионные растворы
- •Эмульсионные жидкости-виброгасители
- •5.2. Гидрофобные эмульсии 2го рода
- •Параметры, характеризующие качество эибр:
- •Параметры, характеризующие качество виэр:
- •Составы и свойства тиэр
- •Оптимальные составы утяжеленных тиэр
- •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
- •Техническая характеристика станции пэс – 2
- •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 Очистка воздуха от шлама.
- •Глава 7 газожидкостные смеси.
- •7.1 Общие сведения . Область применения
- •7.2. Параметры, характеризующие свойства гжс
- •7.3Пенообразователи . Регулирование свойств гжс
- •7.4. Технические средства получения и нагнетания газожидкостных смесей
- •Характеристики кду на базе насосов 11гр и нб4-320/63
- •Заключение
- •Часть II. Стабилизация 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 горных пород стенок скважин.
- •Глава9. Промывочные жидкости для бурения уплотненных глин.
- •9.1. Уплотненные глины
- •Значения коэффициента для различной плотности глины
- •9.2. Осложнения при бурении уплотненных глин.
- •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 глин
- •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 (общие понятия).
- •10.5. Исследование крепящих свойств полимерполисолевых растворов.
- •10.5.1. Теоретические рассуждения.
- •10.5.2. Экспериментальные исследования.
- •11.2. Влияние технологических параметров бурения на раскрытие трещин
- •11.3. Влияние гидродинамического давления на раскрытие трещин
- •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 кольматации трещин
- •Закупоривающая способность глинистых паст
- •Определение закупоривающей способности вол
- •Закупоривающая способность вус
- •Зависимость объема тампонажной смеси от состава ее компонентов
- •12.5. Применение пен при бурении трещиноватых пород
- •Глава 13 промывочные жидкости для бурения соленосных отложений
- •13.1. Осложнения при бурении соленосных отложений
- •Растворение хемогенных горных пород Растворение горных пород в промывочной жидкости характерно для галлоидов и сульфатов, в меньшей степени карбонатов.
- •Измерение массы и длины образцов соли при растворении в воде
- •Размывание хемогенных пород
- •Зависимость скорости и константы растворения соли от скорости потока
- •13.2 Анализ влияния различных компонентов промывочной жидкости на растворяющую способность раствора
- •Скорость растворений галита в глинистом растворе, м/с10-7
- •Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
- •Из анализа результатов следует:
- •13.3 Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
- •Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
- •13.4 Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений
- •Скорость растворения галита в циркулирующих растворах
- •13.5 Силикатные растворы
- •Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов
- •13.6Лигниноглинистые растворы
- •Заключение
- •Библиографический список к первой части
- •Часть I. Теоретические основы структурирования промывочных жидкостей 2
- •Глава 1 Структура промывочных жидкостей …………………………………..2
3.5. Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
Дезактивацию гидрофильной твёрдой фазы гидрофобизирующими ПАВ и полимерами производят с целью её использования в неполярных средах (в качестве стабилизаторов инвертных эмульсий). Гидрофобные ПАВ и полимеры используют также для гидрофобизации стенок скважин и бурильных труб с целью уменьшения фильтрации воды в горную породу стенок скважин и снижения трения бурильной колонны при её вращении.
В качестве гидрофобизирующих ПАВ чаще всего используют катионо-активные соединения с длинными углеводородными цепями. Так, в качестве эмульгатора нефти в воде применяют диамины (например N-алкилтриметилендиаминхлорид). Неполярная часть цепи катиона располагается в нефтяной фазе, а полярная азотистая часть цепи - в воде, придавая капельке нефти положительный заряд. Поскольку большинство металлов и минералов несут отрицательный поверхностный заряд, капельки нефти с ПАВ притягиваются к этим поверхностям, где образуют тонкие плёнки. При адсорбировании нефти с ПАВ на бурильных трубах снижается трение при вращении труб и их коррозия.
Для гидрофобизации барита при его введении в углеводородные растворы в США применяют лецитин, а гидрофобизации бентонита - ониевую соль [С14Н29NН3]+С1- или мелаталовое масло.
В отечественном бурении в качестве стабилизаторов инвертных эмульсий, гидрофобизаторов твёрдой фазы и структурообразователей применяют синтетические жирные кислоты (СЖК),таловое масло, мылонафт, эмультал, аминосодержащие (катионоактивные) ПАВ и др.
Гидрофобное структурирование глинистого раствора битумными эмульсиями, дизтопливом, нефтью и т.д. используют обычно для стабилизации стенок скважин и тампонирования трещиноватых зон.
3.6 Полимерные растворы
Полимерные растворы -это водные растворы полимеров с небольшими добавками бентонитовой глины или без нее. Достоинство зтих растворов -их способность образовывать на стенках глинистых пород гидрофобную пленку и предупреждать их диспергирование .Гидрофобизация стенок скважин,как смазка , снижает трение бурильной колонны о стенки скважин , снижает расход энергии на вращение снаряда .Уменьшение глины в растворе снижает его плотность .Все эти процессы повышают механическую скорость бурения ,снижают материемкость промывочной жидкости .Для предотвращения обогащения промывочной жидкости шламом выбирают полимеры, способные флоккулировать частицы шлама ,например, ГПАА .
В состав полимерных недиспергирующих растворов вводят 40-50 кг/м3 глины ,4-5 полимера ( КМЦ , М -14 ,метас ) ,25-50 ПАА (0,5 % го раствора ) , 80=100 л нефти .При этом образуются растворы со следующими свойствами : СНС1=12-60 дПа , СНС10=24-90 дПа , водоотдача В=5-8 см3 за 30 мин , плотность =1,03 г/см3 .
Безглинистые полимерные растворы представляют собой воду с добавкой небольшого количества полимера , например , ПАА (0,2-0,25 % ) Благодаря высокому качеству структурообразователя прочность структурыбывает достаточно высокой (СНС1=до 70дПа , СНС10=до 110 дПа ) , водоотдача =8-10 см3 , концентрация струкктурообразователя является минимальной , что способствует полвышению механической скорости бурения .