- •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
Устойчивость реагентов к агрессии солей
Реагент |
Функциональная группа |
Устойчивость реагентов к агрессии солей,% |
|
NaCl |
CaCl2 |
||
Крахмал |
-OH- |
До насыщения |
До 4-6 |
ММЦ |
-OH- -OCH3 |
До насыщения До насыщения |
До 10-15 |
М-14 |
-COOH -COOCH3 |
До насыщения До насыщения |
До 0,1 |
КМЦ 250-350 КМЦ 500-700 |
-OH+СН2СООNa -OH+СН2СООNa |
До 10-15 До насыщения |
// |
ПАА |
-CONH2 |
До 10-15 |
// |
Метас |
-COOH1-CONH2 |
До насыщения |
// |
ГПАА |
-COO- |
До насыщения |
// |
Гипан |
-COONa -CONH2 -CN |
До 10-15 До 10-15 До 10-15 |
// |
Таким образом, стабилизировать буровые растворы от хлорнатриевой агрессии можно почти всеми широко применяющимися полимерами. Несмотря на технические условия (регламентирующие применение полимеров в агрессивных средах только до 0,1% СаС12) практически многие из них могут применяться для стабилизации малоглинистых растворов в более агрессивных средах.
Процесс дезактивации полимеров при насыщении растворов электролитами можно наблюдать по фотоснимкам, полученным сотрудниками ВНИИБТ (Е.И. Пондовой и др.) на электронном микроскопе при увеличении в 10000 раз (рис. 5.6) [20].
На рис. 5.6а, показана фотография агрегата метаса в пресной воде при рН = 10,6. На фотографии видно, что молекулы метаса (в статическом состоянии раствора) за счет водородных связей связаны друг с другом в виде "метелочек", которые, в свою очередь, своими активными центрами объединяются в агрегаты дендритовидной формы. Совокупности таких агрегатов в растворе и образуют в статическом состоянии гели. При течении раствора крупные агрегаты разделяются на отдельные "метелочки", а "метелочки" на макромолекулы. Эти гидрофильные "метелочки" (гидрофильность видна по их заостренным концам) образуют вокруг себя гидратные слои повышенной прочности, что делает структуру раствора в целом более вязкой и прочной.
Рис.5.6. Электронномикроскопический снимок метаса: а – в пресной воде при рН=10; б – в 10%-ом растворе NaCl (Χ 10000)
Рис.5.7. Электронномикроскопический снимок в 2%-м растворе: а – метаса; б – КМЦ–600
При добавлении в раствор поваренной соли до 2% (рис. 5.7) ионы Na адсорбируются на поверхности агрегатов полимеров и нейтрализуют потенциал функциональных групп, что ведет к гидрофобизации полимеров. Вследствие слабого взаимодействия их с молекулами воды и наличия водородных внутримолекулярных связей в самой макромолекуле происходит глобулизация полимеров (приспособление макромолекулы к новым для нее условиям подобно белкам третичной структуры). Водоотдача из-за гидрофобизации полимера резко повышается.
Глобулизация полимера приводит к снижению прочности структуры и вязкости раствора.
При дальнейшем повышении концентрации соли в растворе нейтрализация поверхности глобул увеличивается, диэлектрический гидратный слой уменьшается, что позволяет частицам сближаться и слипаться друг с другом. Образуются крупные гидрофобные агрегаты (подобно белкам четвертичной структуры, рис. 5.6.б). Гидрофобность агрегатов полимера видна по их закруглённым краям. Гидрофобизация и укрупнение агрегатов (коагуляция частиц) ведет к понижению прочности структуры и вязкости метаса (рис.4.7). Водоотдача несколько понижается.
В отличие от метаса КМЦ имеет жёсткие макромолекулы, поэтому агрегаты КМЦ в пресной воде имеют лучинкообразную форму (рис.5.8.а).
При введении в раствор КМЦ 2% поваренной соли (рис.5.7.б) поверхность КМЦ так же гидрофобизирует, но из-за большой жесткости макромолекул они не свёртываются в клубки и ведут себя подобно глинистым частицам. При их дезактивации прочность структуры и вязкость раствора в отличие от раствора метаса повышаются (рис.4.7).
При повышении концентрации соли от 0 до 10% наблюдается укрупнение агрегатов полимера (рис.5.8) прочность структуры и вязкость несколько понижаются, но при концентрации свыше 10% СНС вязкость вновь возрастают. Таким образом, стадии коагуляции макромолекул КМЦ не наблюдается.
Обращает на себя внимание то, что в момент укрупнения агрегатов их поверхность становится более гидрофильной (рис, 5.8). Очевидно это связано с избытком в объёме раствора ионов хлора.
Рис.5.8. Электронномикроскопический снимок КМЦ-600: а – в пресной воде; б – в 10%-м растворе