Конспект_ОА

Если испытуемая жидкость подчиняется закону течения Шведова - Бингама, на полученной зависимости будет прямолинейный участок, и определение η и τ0 имеет смысл. Тогда на прямолинейном участке кривой берут две точки с координатами ϕ1, n1, ϕ2, n2 и вычисляют параметры по формулам:

η= ϕ2 −ϕ1 A , n2 − n1

где А и В - константы прибора ВСН-3 (приводятся в паспорте прибора ВСН-3);

n2 - более высокая при двух измерениях частота вращения гильзы; n1 - меньшая при двух измерениях частота вращения гильзы;

ϕ2 и ϕ1 - углы поворота шкалы, измеренные соответственно частоте n2 и частоте n1 вращения гильзы.

За величины структурной вязкости η и динамического напряжения сдвига τ0 принимаются средние значения из трех измерений.

На приборе ВСН-3 можно определить статическое напряжение сдвига θ1 и θ10. Обычно его измеряют перед оценкой структурной вязкости и динамического напряжения сдвига. Для этого испытуемый раствор, перемешивают при 600 об/мин. Затем тумблер выключают, ручку переключателя частоты вращения устанавливают в положение «0,2» и через необходимое время (1 или 10 мин) включают электродвигатель и снимают показание угла поворота ϕ в момент максимальных значений, предшествующих разрушению структуры.

Статическое напряжение сдвига рассчитывается так же, как и при измерении на приборе СНС-2:

θ1,10 = Кϕ1,10 ,

где К – константа прибора ВСН-3 (приводятся в паспорте прибора ВСН-

3).

Показатель концентрации водородных ионов рН определяют либо колориметрическим методом с использованием специальной индикаторной бумаги, либо с помощью лабораторного прибора рН-121.

Колориметрический метод определения рН заключается в смачивании индикаторной бумаги, меняющей свой цвет в зависимости от степени щелочности среды, и в подборе эталона, одинакового по цвету. Каждый эталонный образец цветовой шкалы характеризует определенную величину рН. Этим методом можно пользоваться и в полевых условиях.

Работа лабораторного прибора милливольтметра рН-121 основана на преобразовании э.д.с. электродной системы в постоянный ток, пропорцио-

21

нальный измеряемой величине. Прибор состоит из высокоомного преобразователя; подставки, предназначенной для крепления электродов и установки сосудов с контролируемым раствором; термостатированной ячейки; ячейки для микроизмерений; автоматического термокомпенсатора; мешалки.

Для измерения рН испытуемый раствор наливают в специальный стакан и погружают в него электроды. Величину рН отсчитывают по шкале показывающего прибора только после того, как стрелка остановится. Измерению на приборе предшествует ряд операций, связанных с подготовкой, настройкой, проверкой прибора по буферному или контролируемому раствору в соответствии с прилагаемой к нему инструкцией.

22

7. МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

7.1 Глины

Глина - основной структурообразующий компонент буровых растворов на водной основе.

Глины - широко распространенные, сложные по составу осадочные полидисперсные породы, представляющие собой природную смесь глинистых и неглинистых дисперсных минералов, водорастворимых солей и органических веществ. К факторам, в значительной мере влияющим на коллоиднофизические свойства глин относятся минералогический и химический состав, ионный обмен, дисперсность и форма частиц.

Наиболее распространенными группами минералов, входящими в состав глин являются монтмориллонитовая, каолинитовая, гидрослюдистая (иллитовая) и палыгорскитовая. Эти минералы определяют основные типы глин,

применяемые в бурении: бентонитовые, гидрослюдистые (иллитовые),

каолинитовые и палыгорскитовые. В химическом отношении природные глины представляют собой гидролизованные (водные) алюмосиликаты, общая химическая формула которых: xAl2O3 ySiO2 zH2O. Во всех глинах (кроме бентонитовых) в различных количествах содержатся другие глинообразующие минералы, оксиды железа (FeO, Fe2O3), щелочных (Na2O, K2O) и щелочноземельных (CaO, MgO) металлов.

Принадлежность к той или иной минералогической группе характеризуется молекулярным соотношением SiO2:R2O3, где R2O3 – оксиды, включающие сумму Al2O3 и Fe2O3. Это оксиды, в которых на один ион трехвалентного металла приходится полтора иона кислорода. Молекулярное соотношение кремнезема (SiO2) и оксидов имеет наибольшее значение у минералов монтмориллонитовой группы, а наименьшее – у минералов палыгорскитовой и каолинитовой групп (табл. 2).

Кристаллическая решетка глинистых минералов в основном состоит из двух структурных элементов: глинозема и гидрата кремнезема. Структура глинозема представляет собой октаэдрическую сетку с шестью атомами ки-

23

слорода (гидроокислами) 1 и одним атомом алюминия 2 в центре (рис. 9).

Рисунок 9 - Структура глинозема

Гидрат кремнезема представляет собой тетраэдр с четырьмя атомами кислорода (гидроокислами) 1 равноудаленными от атома кремния 2 (рис. 10). Соединяясь между собой глинозем и гидрат кремнезема образуют тетраэдрооктаэдрические пакеты. При этом соотношение между слоями тетраэдров и октаэдров для каждого глинистого минерала свое. К примеру, кристаллы монтмориллонита и иллита состоят из трех слоев, каолинита – из двух, а кристаллы палыгорскита состоят из двойных цепочек октаэдров.

Рисунок 10 - Структура гидрата кремнезема

Часть атомов алюминия и кремния, входящие в кристаллическую решетку могут замещаться атомами железа или магния, причем не обязательно с одинаковой валентностью. Для компенсации недостатка валентности частицы глины адсорбируют из раствора катионы. Каждый тип глины обладает своей обменной емкостью (размерность - моль/кг), т.е. количеством обменных катионов, содержащихся в 1 кг сухой глины. Так наибольшая обменная емкость у монтмориллонитов, а наименьшая – у каолинитов (табл. 2). В глинистых минералах обменными катионами являются Ca++, Mg++, K+, Na+, H+, NH4+. В природных глинах основными обменными катионами являются – Na+ (натриевые глины) и Ca++ (кальциевые глины). С уменьшением количества и состава обменных катионов ухудшается структурообразование и поверхностные свойства дисперсных систем.

В зависимости от типа глины форма элементарной глинистой частицы различна. Она может иметь форму шестиугольной чешуйки (каолинит), плоской удлиненной чешуйки (монтмориллонит), игольчатой пластинки (палыгорскит). Размер элементарных глинистых частиц колеблется в широких пределах от 0,01 до 1 мкм. Благодаря форме и размерам частицы обладают большой поверхностью, на которой развивается свободная поверхностная

24

энергия. В результате ионного обмена в воде частицы глины приобретают электрический заряд.

При замачивании глины водой молекулы воды проникают между кристаллами и раздвигают их, приводя к набуханию и роспуску.

7.2 Глинопорошки

Из глинистого сырья (комовой глины) изготавливаются глинопорошки (табл. 3), свойства которых в процессе помола модифицируют путем введения различных реагентов. Модификация заключается в повышении вязкости глинистого раствора, увеличения объема связанной воды, усиления гелеобразования.

Таблица 3 – Показатели качества глинопорошков

7.3 Мел

Мел (СаСО3) представляет собой осадочную горную породу органического происхождения плотностью до 2700 кг/м3. Он может иметь примесь песка и глины, применяется в комовом и порошкообразном видах. Мел не набухает, распускается в воде только в процессе перемешивания, причем значительно труднее глины. Частицы мела менее гидрофильны, чем глинистые частицы, по форме округлые. Обменная емкость мела незначительна (до 8 10-3 моль/кг), в связи с чем он нечувствителен к действию солей.

7.4 Сапропель

Сапропель - донные отложения пресноводных озер, представляющие собой сложную по химическому составу многокомпонентную систему биогенного происхождения, включающую природные органические и неорганические вещества. Сапропели подразделяются на органические, кремнеземистые, карбонатные и смешанные. Вид сапропеля во многом определяет свойства бурового раствора. Сапропели используются в естественном виде и высушенные. Их применяют в качестве единственной активной твердой фазы (сапропелевые растворы), а также как добавки общеулучшающего действия к растворам.

По структурно-реологическим и фильтрационным свойствам растворы из сапропелей не уступают растворам из глинопорошков лучших марок. Экологически эти растворы безвредны.

25

7.5 Дисперсионная среда буровых растворов

Вкачестве дисперсионной среды буровых растворов используется вода

инефтяные продукты.

По содержанию солей вода подразделяется на пресную (до 0,1%), минерализованную (0,1—5%) и рассол (более 5%).

По величине жесткости воду делят на мягкую (1,5-3 ммоль/кг), умеренно жесткую (3-5,5 ммоль/кг), жесткую (5,5-9 ммоль/кг) и очень жесткую (более

9-10 ммоль/кг).

Пресная вода при прочих равных условиях обеспечивает максимальный выход раствора и лучшее его качество. Если в воде содержится более 5% солей, то обычные глины и бентонит теряют гелеобразующие свойства. В этом случае необходимо использовать палыгорскит или специальные методы приготовления раствора с обработкой его химическими реагентами. С повышением рН от 7 до 10 возрастает выход раствора.

Для приготовления растворов на нефтяной основе используют нефть с содержанием 3-5% асфальтенов и 8-12% смол, а также дизельное топливо с содержанием 10-20% ароматических и 30-50% парафиновых углеводородов. Состояние асфальтенов (основного коллоидного компонента растворов на нефтяной основе) зависит от содержания в дисперсионной среде ароматических и парафиновых углеводородов. Первые пептизируют асфальтены, вторые вызывают их коагуляцию. Это и обусловливает жесткие требования по ограничению содержания ароматических и парафиновых углеводородов.

7.6 Утяжелители

Утяжелители применяют для повышения плотности бурового раствора. Для небольшого (до 1400-1450 кг/м3) утяжеления раствора используется мел или известняк (плотность ρ=2600-2900 кг/м3). Для получения буровых растворов значительной плотности используются размолотые порошки инертных тяжелых материалов. Чаще используется баритовый утяжелитель (ρ=4480 кг/м3), реже железистые (ρ=5300 кг/м3) (гематит, магнетит, ильменит) и свинцовые (ρ=6000 кг/м3) (галенит и свинцовый сурик) утяжелители.

Количество добавляемого в раствор утяжелителя определяется расчетом по формулам, приведенным в разделе 10.2.

7.7 Закупоривающие материалы (наполнители)

Наполнители служат для предотвращения или устранения поглощения промывочной жидкости в трещиноватых горных породах. В основном наполнители представляют собой производственные отходы, различающиеся размером и структурой материала. Все наполнители по структуре разделяются на волокнистые, зернистые и пластинчатые. В химическом отношении большинство наполнителей инертно. Используемые типы наполнителей и их основные характеристики приведены в таблице 4.

26

Таблица 4 – Наполнители, их размеры и рекомендуемая концентрация

27

8. ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ

8.1 Назначение и методы регулирования свойств буровых растворов

В процессе бурения качество промывочной жидкости, особенно дисперсных систем, ухудшается, что требует своевременного регулирования.

Для обработки промывочной жидкости применяют гидравлические, гид- равлико-механические и химические способы (химическая обработка). Гидравлические и гидравлико-механические способы применяются, когда необходимо восстановить или повысить структурно-механические свойства растворов. Оборудование, применяемое для этих способов обработки, описано в разделе 10.

Обработка буровых растворов химическими реагентами производится с целью:

1)придания буровому раствору особых свойств, позволяющих избежать осложнений в конкретных условиях бурения;

2)восстановления свойств бурового раствора, загрязненного шламом или насыщенного минерализованными водами;

3)повышения качества глинистого раствора, приготовленного из низкосортных глин.

Область применения химических реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей приведена в табл. 5.

Необходимо иметь в виду, что в большинстве своем реагенты, использующиеся для повышения (восстановления) структурно-механических свойств очистных агентов, ухудшают стабильность дисперсных систем.

При выборе химической обработки определяют тип реагента или реагентов, его количество (объем) из расчета на 1 м3 и на весь объем циркулирующего очистного агента, способ введения в раствор.

Химическая обработка производится только в процессе циркуляции промывочной жидкости в буровой скважине. Если позволяют геологические условия, первичная обработка выполняется одновременно с бурением. Последующие обработки производятся только в процессе бурения. Реагенты вводятся в желобную систему буровой установки в месте, которое обеспечивает их перемешивание с очистным агентом. Чаще всего реагент вводится из специальной емкости с краном в нижней части, которая устанавливается над желобной системой. С помощью крана обеспечивается регулирование количества и скорости введения реагента в раствор, таким образом, чтобы очистной агент, особенно дисперсная система не коагулировал. Обычно реагент вводится за 1-2 цикла циркуляции промывочной жидкости в скважине и желобной системе.

Порядок расчета компонентов для приготовления сложных составов реагентов приводится в разделе 10.2.

28

Таблица 5 - Основные химические реагенты для регулирования свойств промывочных жидкостей

29

30