- •Назначение и свойства промывочной жидкости для бурения осложненных зон.
- •Часть 1. Теоретические основы структурирования промывочных жидкостей
- •Структура промывочных жидкостей
- •Гидрофобные (коагуляционные) структуры
- •Толщина диффузионного слоя с увеличением концентрации ионов и их заряда снижается в соответствии с уравнением
- •Гидрофильные структуры
- •1.2.1 Структура воды
- •1.2.2 Поверхностная энергия твердых тел.
- •Поверхностные натяжения твердых тел
- •1.2.3. Взаимодействие воды с поверхностью твердых тел.
- •2. Структура глинистого раствора.
- •2.1 Структурообразователи
- •2.2 Механизм гидрофильного структурообразования глинистых растворов
- •2.3. Объёмная электрическая энергия промывочной жидкости
- •Среднее значение
- •2.4. Приборы для определения прочности структуры промывочных жидкостей
- •3. Структурирование глинистых растворов
- •3.1. Способы структурирования
- •3.2. Структурирование промывочной жидкости за счет повышения концентрации дисперсной фазы
- •3.3. Структурирование буровых растворов путем диспергирования твердой фазы
- •Влияние числа импульсов генератора на свойства растворов
- •3.4. Влияние температуры на прочность структуры глинистых растворов
- •4. Роль электролитов в структурировании промывочных жидкостей.
- •4.1. Общие сведения об электролитах, применяемых при бурении скважин.
- •Зависимость рН растворов солей от их концентрации
- •Теплота растворения электролитов
- •4.2. Электролиты в роли структурообразователя
- •4.3. Активация твердой фазы электролитами.
- •4.4. Дезактивация дисперсной фазы электролитами
- •5. Роль полимеров в структурировании промывочных жидкостей.
- •5.1. Полимеры – структурообразователи.
- •5.1.2. Синтетические структурообразователи
- •5.2. Активность полимеров
- •Расчетные значения энергии поляризации
- •5.3. Другие функции полимеров.
- •5.4. Активация полимеров.
- •5.5. Активация дисперсионной среды полимерных растворов.
- •5.6. Активация твердой фазы полимерами
- •5.7. Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
- •5.8 Стабильность (седиментационная и агрегативная устойчивость) раствора.
- •5.9 Стабилизация буровых растворов полимерами.
- •Устойчивость реагентов к агрессии солей
- •6. Деструктурирование промывочных жидкостей
- •6.1. Искусственное деструктурирование (разжижение) промывочных жидкостей путем снижения концентрации твердой фазы
- •6.2. Деструктурирование промывочных жидкостей путём активации твёрдой фазы. Понизители вязкости.
- •6.3. Деструктурирование минерализованных промывочных жидкостей
- •7. Структурная вязкость и коэффициент трения промывочных жидкостей
- •7.1.Вязкость ньютоновских жидкостей
- •Силу трения можно выразить формулой
- •Тогда касательное напряжение составит
- •Коэффициент кинематической вязкости будет
- •7.2. Вязкость структурированных жидкостей
- •7.2.1. Анализ существующих теорий
- •7.2.2. Влияние скорости течения, диаметра труб и концентрации твердой фазы на вязкость и коэффициент трения структурированных жидкостей
- •Влияние вязкости полимерного раствора и скорости
- •Зависимость показания раствора от концентрации кельцана
- •7.2.3. Влияние активации и дезактивации твёрдой фазы на коэффициент трения (вязкость) структурированных жидкостей.
- •7.3. Деструктурирование промывочных жидкостей при циркуляции.
- •7.3.1. Влияние длительности циркуляции структурированной жидкости на её вязкость
- •7.3.2. Влияние температуры на вязкость промывочных жидкостей.
- •7.4. Определение вязкости (касательных напряжений) промывочных жидкостей.
- •Значения вязкости различных буровых растворов
- •7.5. Влияние прочности структуры и вязкости промывочных жидкостей на процесс бурения
- •7.6. Тиксотропия промывочных жидкостей
- •Выводы:
- •7.7.Плотность промывочной жидкости.
- •Плотность аэрированной жидкости определяется по формуле
- •Часть II. Стабилизация неустойчивых стенок скважин. Задачами второй части исследований являются:
- •8.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.
- •9. 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
- •10. 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. Промывочные жидкости для бурения микротрещиноватых глинистых пород.
- •11.1. Микротрещиноватые глинистые породы. Осложнения при бурении
- •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.
- •12. 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
- •13. Промывочные жидкости для бурения соленосных отложений
- •13.1. Осложнения при бурении соленосных отложений
- •13.2. 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
- •13.3. Размывание хемогенных пород
- •Зависимость скорости и константы растворения соли от скорости потока
- •13.4. Анализ влияния различных компонентов промывочной жидкости на растворяющую способность раствора
- •Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
- •Из анализа результатов следует:
- •13.5. Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
- •Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
- •Продолжение таблицы 13.7
- •13.6. Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений
- •Скорость растворения галита в циркулирующих растворах
- •13.7. Силикатные растворы
- •Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов
- •13.8. Лигниноглинистые растворы
- •Заключение
- •Библиографический список
- •3. Структурирование глинистых растворов 42
- •4. Роль электролитов в структурировании промывочных жидкостей. 55
- •5. Роль полимеров в структурировании промывочных жидкостей. 78
- •6. Деструктурирование промывочных жидкостей 116
- •7. Структурная вязкость и коэффициент трения промывочных жидкостей 131
- •9. Промывочные жидкости для бурения 188
- •10. Промывочные жидкости для бурения неуплотненных глин 222
- •11. Промывочные жидкости для бурения микротрещиноватых глинистых пород. 264
- •12. Промывочные жидкости для бурения трещиноватых горных пород. 279
- •13. Промывочные жидкости для бурения соленосных отложений 304
5.4. Активация полимеров.
Активацию синтетических полимеров производят путем полимераналогичных превращений. Он основан на замене малоактивных функциональных групп на более активные (содержащие большее количество атомов кислорода или других высокомолекулярных атомов). Чаще всего этот способ осуществляют путем гидролиза функциональных групп полимеров (сложных эфиров).
Гидролиз органических соединений обычно проводят в присутствии кислот или щелочей при подогревании. Наиболее эффективно гидролизу подвергаются связи углерода с высокополярными (имеющими высокую электроотрицательность) атомами кислорода, азота, галогенов:
RCI + H2O ↔ ROH + HCI
RCOOR1 + H2O ↔ RCOOH + ROH
RCN + H2O ↔ RCOOH + NH3
Гидролиз функциональных групп полимеров сложных эфиров – это реакция, обратная реакции этерефикации органических кислот спиртами (подобной реакции нейтрализации кислот щелочами).
Например, путем этерификации полиакриловой кислоты нашатырным спиртом получат азотсодержащие производные полиакриловой кислоты: полиакриламид, полиакрилнитрил, и т.д.(см. стр.85)
Активацию природных полимеров проводят путем прививки активных функциональных групп.(см. стр. 85) Прививку функциональных групп к макромолекуле производят по следующей схеме. 1. Вначале малоактивную функциональную группу макромолекулы заменяют группой с легкодиссоциирующим в воде одновалентным катионом, например, путем обработки полимера щёлочью:
[C6H7O2(OH)3]n + NaOH = [C6H7O2(OH)2ONa]n + H2O
2.Затем готовят анионоактивную функциональную группу с легкодиссоции- рующим в растворе одновалентным анионом:
2СH3СООН + С12 =2СIСН2СООН+Н2 ; СН3ОН+НСI=СН3С1+Н2О
3.Смешивают продукты реакций и получают полимер с привитой функциональной группой. Таким образом получают КМЦ, ММЦ и другие полимеры:
[C6H7O2(OH)2ONa] + СIСН2СООН= [C6H7O2(OH)2]OCH2COOH + NaCl
[C6H7O2(OH)2ONa] + СIСН3=[C6H7O2(OH)2]OCH3 + NaCl
5.5. Активация дисперсионной среды полимерных растворов.
Силу взаимодействия между средой и твёрдой фазой можно повысить только за счёт активации твёрдой фазы, но и за счёт активации среды соответствии с правилом Ребиндера активность взаимодействия твёрдой фа со средой зависит от полярности среды. Неполярная твёрдая фаза лучше взаимодействует с неполярной средой, полярная фаза с полярной средой. С увеличением полярности (активности) анионов в растворе сила взаимодействия среды с полярной твёрдой фазой возрастает, возрастает и прочность структуры среды. Это можно проследить по результатам исследований Липпмана. Липпмана исследовал (1,2) зависимость поверхностного натяжения потенциала растворов электролитов. При исследованиях Липпман использовал капиллярный электрометр, представляющий собой стеклянный капилляр заполненный ртутью и опущенный в сосуд с раствором электролита. К ртути подсоединена отрицательная клемма аккумулятора, к каломельному электроду, расположенному в растворе электролита положительная клемма аккумулятор. С помощью изменения положения сосуда с ртутью, связанного шлангом капилляром, изменялась высота столбика, а с помощью реостата изменяла разность потенциалов в капилляре. По высоте столбика ртути определялось поверхностное натяжение.
Высота столбика жидкости в капилляре определяется прочностью структур раствора электролита. Прочность структуры раствора зависит как от диаметра капилляра, так и типа и количества электролита в растворе.
Зависимость прочности структуры раствора в капилляре от типа электро- лита и разности потенциала на электродах показана на рис.4.3, построенном по
материалам Липпмана.
Из графика видно, что с увеличением полярности среды (электроотрицательности анионов) как при отсутствии (φ= 0), так и при наличии разности потенциала на электродах прочность структуры возрастает.
Наибольшей прочностью обладает структура раствора электролитов, имеющего полярные анионы. По исследованиям Липпмана величины поверхностного натяжения растворов электролитов с анионами , , приближаются к величине поверхностного натяжения ртути. Точки их нулевого заряда (максимальное значение σ) почти совпадают с точкой нулевого заряда ртути.
С увеличением полярности (количества атомов кислорода) и концентрации анионов электролита степень их активности и толщина сольватного слоя увеличиваются. Так, при концентрации Н2SO4 до 40 % вся вода переходит в связанное состояние, о чём говорит понижение температуры замерзания раствора до -78°С.
Механизм увеличения прочности структуры промывочных жидкостей под воздействием раствора солей с активными полярными анионами можно представить следующим образом. При введении в буровой раствор электролитов их катионы под воздействием отрицательного заряда частиц твердой фазы адсорбируются на их поверхности, образуя двойной электрический слой. Сила взаимодействия катионов с поверхностью частиц весьма существенна. Далее за адсорбированным слоем катионов в области диффузионного слоя располагается полярные группы анионов. Благодаря их высокой полярности увеличивается сила взаимодействия молекул воды с полярными группами и полярных групп с катионами адсорбированного слоя, что и ведет к увеличению прочности структуры бурового раствора в целом.
На увеличение прочности структуры промывочной жидкости полярными анионами существенное влияние оказывает валентность металла (металлоида) и его комплексообразующая способность. Введение в глинистый раствор анионов с сильными поливалентными металлами (металлоидами , и т.д.) приводит к "сшиванию" глинистых частиц и резкому повышению прочности структуры. Например, при введении в глинистый раствор 1% соли Na2Cr2O7 за счет сшивания глинистых частиц анионами коллоидальность глин понизилась в три раза.
В практике бурения структурирование с помощью анионоактивных электролитов находят широкое распространение. За счет введения анионоактивных электролитов повышается не только прочность структуры, но и термостойкость полимеров.
В результате обработки КМЦ сульфидом натрия получают солестойкий полимер карбосульфид, силикатом натрия - карбоксил и т.д.
В результате обработки лигнина щелочью получают полимер ЩАГЛ, азотной кислотой - нитролигнин, серной кислотой - сунил, кальцинированной содой -игетан.
При обработке ССБ щелочью получают НСЩ, хромпиком - окзил. сернокислым железом и хромпиком - ФХЛС.
При обработке гипана Na3PO4 получают реагент К - 7, Nа2SО4 - К-10, Nа2СОз – КШП.
При обработке ГПАА Nа3P3O10 получают РC-2, Na2CO3 – PC-4, Na4P2O7 – ГПАА-К и т.д.
Особый интерес из анионоактивных электролитов представляют электролиты - окислители, в первую очередь хроматы и бихроматы, реже соединения железа, кобальта, никеля, марганца.
Теоретический анализ структуры ряда применяющихся в буровой практике полимеров [34] (КССБ, ПАА, гипана, КМЦ и т.д.) показывает, что они способны под воздействием этих окислителей вступать в реакции макроаналогичных превращений и образовывать термореактивные сетки.
Процесс макроаналогичных превращений можно разбить на три этапа:
инициирование (окисление) макромолекулы -R-С-0-N-Н2;
восстановление хромат-иона (Сr6+ Сr3+);
комплексообразование - сшивание линейных инициированных макромолекул в пространственные сетки:
Простейшим способом образования такой структуры являются рецептуры хромлигносульфонатной тампонирующей смеси, разработанные Днепропетровским отделением ИМР [35]. Они представляют водные растворы ССБ, отверждаемые бихроматом натрия. В качестве наполнителя рекомендуется использовать глину и песок. Предел прочности отвержденных образцов при сжатии – З МПа.
Исследованиями ПГО "Южгеология" установлено, что наибольший эффект структурирования ПАА бихроматом калия достигается при добавлении восстановителя (гипосульфата натрия) и щавелевой кислоты в соотношении; ППА: бихромат калия: гипосульфит натрия: щавелевая кислота = 1:0,75-1;0,6:0,1 - 0,3. Содержание ПАА в тампонажной смеси - 0,75 – 1%.
Гипановые студни получают при температуре не менее 90°С в щелочной среде при окислении бихроматом аммония и восстановления гипосульфитом натрия в соотношении: бихромат аммония: гипосульфит натрия: едкий натр = 1:0,7-1,0:0,5-0,7:0,4-0,45.
Сшитая гипановая структура имеет высокую гидротермальную устойчивость (свыше 200оС при давлении 30 МПа) и достаточную прочность (для 7%-ых гелей - 1,4 МПа).