- •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
Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов
Состав, % |
Свойства |
||||||||
Черногорский глинопорошок |
CaCl2 |
КМЦ-700 |
Na2SiO3 |
Na2CO3 |
Na2SO4 |
T,c |
В, см3/30 мин |
1/10, gПа |
рН |
3 3 |
2 6 |
1,5 1,5 |
3 3 |
2 4 |
- - |
4 20 |
9 9 |
4,7/4,75 0,8 |
9 7,8 |
0 0 |
4 6 |
1,5 1,5 |
3 3 |
- - |
2 2 |
36 32 |
8 10 |
0 0 |
10 8 |
3 3 |
2 6 |
1,5 1,5 |
3 3 |
- - |
3 3 |
56 30 |
12 19 |
27/30 17/20 |
9 8 |
3 3 |
2 6 |
1,5 1,5 |
1 1 |
- - |
2 2 |
45 28 |
8 12 |
12/10 0/0 |
8 7 |
13.6Лигниноглинистые растворы
На площадях Красноярского края значительная часть геологического разреза представлена соленосными отложениями, проводка скважин, в которых связана с возникновением осложнений.
Применение растворов на нефтяной основе (ВИЭР, ИБР) в силу вышеуказанных причин нецелесообразно, соленасыщенные глинистые растворы, стабилизированные полимерами обладают невысокими технологическими параметрами или требуют большого ассортимента дефицитных реагентов, силикатные растворы также требуют большого расхода реагентов на модификацию стенок скважин и нейтрализацию агрессивных двухвалентных катионов. Кроме того, при большой концентрации жидкого
стекла для понижения вязкости раствора требуются дополнительные затраты на его обработку.
Недостатки силикатных растворов и растворов на нефтяной основе вызывают необходимость совершенствования соленасыщенных буровых растворов.
Основные недостатки соленасыщенных глинистых растворов высокая водоотдача и низкие структурно-механические показатели.
С целью устранения этих недостатков делались попытки замены глины солестойкой твердой фазой (в том числе мелом, конденсированной твердой фазой, лигнином).
Особый интерес представляют растворы на основе суспензий активированного гидролизного лигнина, которые помимо высокой солестойкости обладают рядом других достоинств: хорошей закупоривающей способностью, сорбирующими по отношению к ионам поливалентных металлов свойствами, низкой материалоемкостью и себестоимостью.
В Красноярске только на биохимическом заводе в виде отходов получают десятки тысяч тонн сухого гидролизного лигнина в год, что полностью удовлетворит все потребности в сырье всех производственных объединений Сибири.
Активацией гидролизного лигнина впервые занимался В.Д. Городнов. Им установлено, что с увеличением рН активность (гидрофильность) и растворимость гидролизного лигнина возрастает: при рН = 10 она равна 76-79 % , при рН = 11 она увеличивается до 82-84 % , а при рН = 12 достигает
84-86 % .
Гидролизный лигнин тогда использовался в качестве понизителя вязкости
и рН силикатных растворов. В промывочную жидкость его вводили через ФСМ.
В цепях выявления возможности использования местного гидролизного лигнина и разработки рецептур для эффективной промывки скважин при
вскрытии соленосных отложений на площадях Красноярского края в Красноярском отделе бурения скважин ВостСибНИИГСиМС и Красноярском институте цветных металлов были проведены исследования с использованием гидролизного лигнина.
Активацию гидролизного лигнина производили следующим образом. В глиномешалку наливали воду и при включенной глиномешалке с небольшой частотой (10 об/мин) засыпали расчетное количество лигнина. Перемешанную в течение 10 мин суспензию подавали на дисковую мельницу с профилированной гарнитурой, осуществляли размол в течение 15 мин при зазоре между дисками 1 мм, затем в течение 25 мин при зазоре 0,3 - 0,06 мм. За 5 мин до окончания размола в суспензию вводили 5 % (по соотношению к сухому лигнину) каустической соды. Состав активированного лигнина: лигнин Классона - 69,7 %, трудногидролизуемые полисахариды - 24,6 %, растворимые вещества - 1,1 % , смолы и жиры - 2,8 % , зола - 1,42 % , гидроксильные группы - 9,7 %. Диаметр частиц лигнина 10-100 нм.
Для приготовления промывочных жидкостей в больших объемах гидролизный лигнин просушивали в специалъном вентиляторе с интенсивным электроподогревом и размалывали в стержневой мельнице. Размалывание высушенного гидролизного лигнина в стержневой мельнице значительно повысило производительность подготовительных работ. Кроме того, активация щелочью сухого лигнина тонкого помола проводилась значительно интенсивнее и в более короткие сроки.
На основе активированного щелочью лигнина готовили соленасыщенные буровые растворы. Данные о составе и свойствах растворов показаны в табл.13.11.
Соленасыщенные растворы на основе активированного лигнина имеют удовлетворительные технологические свойства, улучшенные по сравнению с растворами на основе черногорского глинопорошка (табл.13.11).
Однако и эти растворы оказались недостаточно совершенны. Как видно из табл.13.11, при малом содержании гидролизного лигнина (менее 3 %) растворы не имеют структуры, а при содержании гидролизного лигнина более 3 % растворы становятся весьма вязкими, что отрицательно сказывается на механической скорости бурения.
Таблица 13.Состав и свойства соленасыщенных растворов на основе активированного лигнина
Состав, % |
Свойства |
||||||
Активированный лигнин |
NaOH |
КМЦ-600 |
NaCl |
Т, с |
В, см3/30мин |
1/10, Па |
, кг/м3 |
2 3 4 5 6 |
0,15 0,15 0,20 0,20 0,50 |
1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
28 28 28 28 28 |
36 56 64 80 - |
4 8 7 6 9 |
0/0 2,4/64 4,8/10 16/64 144/160 |
1130 1130 1130 1130 1130 |
Для улучшения реологических показателей в раствор с малой концентрацией активированного лигнина добавили 3 - 5 % черногорского глинопорошка, а для удержания водоотдачи на низком уровне концентрацию КМЦ-600 увеличили до 1,5. Состав полученных растворов приведен в табл.13.12.
Из таблицы 13.12 видно, что полученные растворы обладают хорошими технологическими свойствами, в первую очередь вязкостью и структурно- механическими свойствами. Низкое содержание твердой фазы позволит повысить производительность бурения, а весьма малая стоимость структурообразователя понизить денежные затраты на приготовление раствора.
Таблица 13.12
Состав и свойства соленасыщенных лигнино-глинистых растворов
Состав, % |
Свойства |
||||||
Черногорский глинопорошок |
Активированный гидрол. лигнин |
КМЦ-600 |
NaCl |
Т, с |
В, см3/30мин |
1/10, Па |
, кг/м3 |
3,0 3,0 5,0 5,0 |
0,5 1,0 0,5 1,0 |
1,5 1,5 1,5 1,5 |
28,0 28,0 28,0 28,0 |
32 32 20 38 |
4 5 6 5 |
0/0 6/16 2/10 8/21 |
1130 1130 1150 1150 |
Для снижения денежных затрат КМЦ-600 можно частично заменять активированным отходом волокна «нитрон». Так, Нижне-Волжским НИИ был синтезирован солестойкий реагент Б-10 следующего состава: КМЦ-600 - 3-5 %, NaOH - 6 %, отходы химволокна - 5-12 %. При насыщении солью NaCI 8%-го бентонитового раствора, стабилизированного 20 %-м реагентом Б-10 раствор имел вязкость 44 с, водоотдачу 7 см3/30 мин, СНС 1/10 - 0/3 Па. При стабилизации 5%-м Б-10 вязкость 24 с, водоотдача 20 см3/30 мин, СНС 1/10 - 6/9 Па.
