- •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
Теплота растворения электролитов
Электролит |
Теплота растворения кДж/моль |
Электролит |
Теплота Растворения кДж/моль |
HF |
60,7 |
H2SO4 |
76,7 |
HBr |
85,1 |
|
|
HCl |
74,8 |
|
|
FeCl3 |
132,4 |
B(OH)3 |
21,8 |
CaCl2 |
74,5 |
NaSO4 |
11,3 |
BaCl2 |
8,7 |
K2SO4 |
-24,7 |
NaCl |
-5,1 |
NaOH |
42,4 |
KCl |
-17,6 |
KOH |
54,7 |
Теплота растворения электролитов обусловлена гидрофильностью его ионов. Так, сильные кислоты и щелочи легко диссоциируют в воде, их ионы активно взаимодействуют с молекулами воды, вследствие чего теплота их растворения достаточна высока.
Гидрофильность одновалентных металлов Na+ и К+ невысока, соли NaCI, KC1 растворяются в воде с поглощением тепла, поэтому они весьма подвижны и, благодаря этому способны проникать по порам неуплотненной глины вместе с раствором на значительные расстояния. Особенно это касается ионов калия.
С увеличением заряда гидрофильность катионов возрастает: теплота растворения CaС12 составляет 74,5 кДж / моль, а FеСl3 -132,4 кДж/моль, а гидрофильность KCl составляет 17,6 кДж/моль.
Вследствие высокой гидрофильности ионов кальция, ее соли даже с двухвалентными анионами paстворяются в воде.Катионы с глинистыми частицами даже при одинаковой валентности взаимодействуют с различной интенсивностью в зависимости от их глинофильности чем ионы Са2+
Так, например ионы Мg2+ более "глинофильны", поэтому они адсорбируются преимущественно в верхней части глинистых образцов.
С увеличением концентрации адсорбируемых глиной катионов понижаются поверхностный потенциал и гидрофильность глинистых частиц, понижается толщина пленок воды, повышается степень коагуляции частиц.
На рис.4.5. показана зависимость поверхностного потенциала частиц от концентрации электролита для одного- (1), двух- (2) и трехвалентных (3) катионов.
Рис. 4.5. Зависимость электрокинетического потенциала глинистых частиц от концентрации электролита одно-(1), двух-(2) и трехзарядных (3) противоионов.
Из рисунка видно, что с увеличением валентности катионов для нейтрализации заряда на одну и ту же величину требуется значительно меньшая концентрация электролитов. Порог полной коагуляции глинистых частиц подчиняется закону «шестой степени» Дерягина
Важным фактором, влияющим на интенсивность взаимодействия катионов с глинистыми частицами, является наличие в растворе анионов и их активность.
Анионы раствора снижают подвижность и активность катионов, в результате чего интенсивность взаимодействия глинистых частиц с катионами раствора понижается, и чем выше активность анионов, тем ниже интенсивность взаимодействия.
4.2. Электролиты в роли структурообразователя
При промывке скважины в соленосных горных породах глинистыми и полимерными растворами происходит их нейтрализация и интенсивная коагуляция поэтому ведутся поиски по замене этих растворов растворами, устойчивыми к солевой агрессии. К таким растворам можно отнести растворы с конденсированной твердой фазой. Конденсированная твердая фаза должна быть:
гидрофильной,
обладать активными функциональными
группами: – ОН-;
– СО3-;
;
SiO2-;
агрегативно- и седиментационно устойчивой.
Для получения конденсированной твердой фазы используют легкорастворимые в воде соли, вступающие друг с другом или с водой в реакцию с получением нерастворимых или малорастворимых (но с гидрофильной поверхностью) соединений.
Так, в результате взаимодействия ионов магния растворенного в воде бишофита с гидроксильной группой ОН- каустической соды образуются кристаллогидраты гидроксида магния с гидрофильной поверхностью:
MgCl2+NaOH=Mg(OH)2+Na++Cl-
Благодаря наличию полярных групп -ОН вокруг микрокриcталлов Mg(OH)2 в воде образуются гидратные слои, значительной толщины, в результате чего раствор в спокойном состоянии превращается в гидрогель. Поэтому буровые растворы с конденсированной твердой фазой, содержащей гидроксильную группу, получили название гидрогелей (в данном случае гидрогель магния).
С целью получения твердой фазы с большой удельной поверхностью и большей агрегативной и седиментационной устойчивостью рост частиц твердой фазы ограничивают введением в раствор полимеров (чаще всего КМЦ). Адсорбируясь на микрокристаллах Mg(OH)2, КМЦ не только ограничивает рост кристалла, но и активирует поверхность твердой фазы.
Подобные гидрогели могут образовывать гидроксиды трех и четырехвалентных элементов: Al(OH)3; Si(ОН)4 и т.д. В отличие от двухвалентных металлов, которые образуют гидроксиды только в щелочной среде трех- и четырехвалентные элементы образуют гидроксиды в нейтральной и даже в кислой среде. Так, например, гидроксид алюминия появляется уже при рН=5. При действии на кислые растворы солей алюминия щелочью из раствора выпадает студенистый осадок гидрогеля алюминия.
Кремниевые кислоты Н2О·SiO2, Si(OH)4, в растворе также образуют гидрогели.
Предотвращая сращивание микрокристаллов с помощью полимеров, получают стойкие структурированные растворы.
Наряду с гидрогелями широкое распространение получают солегели промывочные жидкости твердой фазой, образованной из двух взаимодействующих в растворе солей:
Na2CO3+CaCl2=CaCO3+2Na++2Cl-
Na2SiO3+CaCl2=CaSiO3+2Na++2Cl- и т.д.
и гидрогели,образованные из двух солей и воды:
Al(SO4)3+3CaCl2+3H2O=3CaSO4+2Al(OH)3+3H++3Cl-
Полученные таким образом соли также имеют гидрофильные функциональные группы и способны образовывать гели, поэтому их называют солегелями и гидросолегелями.
С целью ограничения роста кристаллов и гидрофилизации твердой фазы так же, как и при получении гидрогелей, в раствор добавляют полимеры: КМЦ, гипан, крахмал. Тип солегелей определяется по наименованию аниона и катиона конденсированной соли (сульфатно-кальциевый солегель, силикатно-кальциевый солегель, алюмо-силикатный солегель) или по названию соли (например, гипсовый солегель).
Гидрогели и солегели при бурении соленосных отложений для максимально возможного снижения растворяющей способности промывочной жидкости насыщают солями одновалентных или двухвалентных металлов в зависимости от требуемой соли. В табл.4.2 приводится состав некоторых гидро- и солегелей, применяемых для бурения соленосных отложений.
К недостаткам гидрогелей и солегелей следует отнести высокую материалоемкость дефицитных материалов, что значительно повышает себестоимость промывочных жидкостей.
Таблица 4.2
Состав гидрогелей и солегелей, применяемых в России для бурения соленосных отложений
Наименрование раствора |
Электролиты для получения твердой фазы, % |
Полимер, % |
Соль для насыщения раствора, % |
Активатор, % |
Гидрогель магния |
MgCl2-28,0-30,0 NaOH-1,5-2,0 |
КМЦ-0,2-2,5 КССБ-4- 3,0-0,5 |
NaCl-26 |
|
Соленасыщенный гипсовый солегель |
Al(SO4)3-2 CaCl2-2 |
МК-0,8-2,4 |
NaCl-26 (MgCl2-28) |
NaOH-0,2 УЩР-1-3 |
Соленасыщенный силикатно-кальциевый гидросолегель (ПСКР) |
Na2SiO3-8-10 CaCl2-3-4 |
КМЦ-1,5-2 |
NaCl-26 (MgCl2-28) |
|
Соленасыщенный аллюмосиликатный гидрогель (ПАСР) |
Al(SO4)3-0,7-1,5 Na2SiO3-2-5 |
КМЦ-1,5-2 |
NaCl-26 (MgCl2-28) |
NaOH-0,2 |
