- •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
Силу трения можно выразить формулой
, (7.5)
где - коэффициент вязкого трения, P – нормальное давление.
Тогда касательное напряжение составит
(7.6)
где, Pн=Р/S – давление на единицу поверхности пластин.
Нормальное давление Рн при течении жидкости обусловлено перепадом давления жидкости у поверхности неподвижной и подвижной пластин. В соответствии с законом Бернулли, у неподвижной пластины =0, а давление
, (7.8)
У подвижной пластины =max, давление
, (7.9)
Перепад давления составит
, (7.10)
и касательное напряжение
, (7.11)
Тогда, приравнивая полученные касательные напряжения с касательными напряжениями, определяемыми законом Ньютона, получим
, (7.12)
откуда
, (7.13)
где, при 0=0 ср=(max+0)/2, а max=2cp.
Коэффициент кинематической вязкости будет
, (7.14)
, (7.15)
Таким образом коэффициент кинематической вязкости – это величина непостоянная, равная произведению коэффициента вязкостного трения средней скорости течения жидкости и расстояния между пластинами, а коэффициент вязкого трения – это величина, обратная числу Рейнольдса.
При течении Ньютоновской жидкости в трубах вязкость трения возрастает в 4 раза и при max=2cp
fт= 4f,
тогда (7.16)
здесь - радиальное давление жидкости; d – внутренний диаметр трубы.
В процессе промывки скважины, мощность, затрачиваемая на продавливание жидкости через бурильные трубы, составляет
N=Qp, 7.17)
где Q – расход жидкости, р – давление жидкости в насосе.
Энергия, которую передает насос промывочной жидкости
V, (7.18)
здесь V – объём жидкости
Эта энергия при течении жидкости в трубах расходуется как на увеличение скорости течения, так и на трение.
, (7.19)
Энергия на создание скорости жидкости массой m (кинетическая энергия) составит
, (7.20)
а на вязкостное трение жидкости в трубах
, (7.21)
где PT – потери давления на трение, Sб – внутренняя поверхность бурильных труб; S0 – сечение потока жидкости в трубах.
Удельная энергия (энергия на единицу объема жидкости) составит
, (7.22)
что соответствует экспериментальному закону Бернулли
Потери давления pТ на вязкостное трение по экспериментальной формуле Вейсбаха – Дарси
, (7.23)
Для ламинарного режима
, (7.24)
и
, (7.25)
откуда из формул (7.21) и (7.25)
(7.26)
а =64, т.е. при течении жидкости в трубах коэффициент вязкостного трения так же равен обратному значению числа Рейнольдса.
Таким образом при течении воды в трубе на молекулы воды с одной стороны действуют силы их межмолекулярного взаимодействия с поверхностью трубы, с другой стороны – радиальные усилия, обусловленные перепадом давления вследствие различной скорости течения жидкости по сечению. Когда радиальные усилия превысят силы молекулярного взаимодействия молекул воды, с поверхностью труб они будут отрываться от стенок трубы и перемещаться к центру; этот момент соответствует переходу от ламинарного режима к турбулентному.
В результате радиального перемещения частиц воды к вязкому трению добавятся дополнительные сопротивления течению воды. Если принять за величину коэффициента сопротивления некоторую величину fп, то общий коэффициент гидравлического сопротивления будет в переходной области
, (7.27)
в области турбулентного режима
(7.28)
а потери давления в переходной области
, (7.29)
в области турбулентного режима f 0.
При турбулентном течении в контакте подвижных слоев воды с неподвижными, возникает система вращающих сил. Одна пара – силы взаимодействия воды со стенками трубы и радиальные силы, другая – осевые усилия и силы взаимного трения. Вследствие наличия системы вращающих сил в контакте со стенками труб возникают завихрения воды.
Момент перехода от ламинарного к турбулентному режиму определяется не только скоростью течения, но и шероховатостью стенок труб.
Выступы, ребра, углы и вершины кристаллических зерен твердого тела обладают большим числом ненасыщенных химических связей, большой поверхностной энергией. Все это увеличивает взаимодействие молекул воды со стенками трубы. Вследствие высокой прочности связей, контактные слои воды при течении остаются неподвижными (I=0). Внутренние слои в это время приобретают, вследствие малой величины вязкого трения, значительные скорости. Создается перепад давления (радиальные усилия) уже при относительно невысоких скоростях течения
, (7.30)
В гладких трубах выступы отсутствуют, все молекулы воды, за счет поверхностной энергии стенок труб, ориентируются в одной плоскости. Возникают мощные силы взаимодействия молекул воды в направлении перпендикулярном плоскости трубы. В тангенциальном же направлении, вследствие одноименного заряда, молекулы воды взаимодействуют слабо, вследствие чего касательные напряжения оказываются незначительными.
Если между двух пластин (например, стеклянных) поместить тонкую прослойку воды, то пластины прочно сцепятся друг с другом при помощи межмолекулярного взаимодействия и оторвать одну пластину от другой довольно трудно. Но в то же время пластины можно очень легко перемещать друг относительно друга. Мокрые, гладкие поверхности твердых тел становятся скользкими.
Вследствие малых касательных напряжений текущей воды в контакте с
поверхностью гладких труб все ее молекулы перемещаются. В опытах при продавливании воды через капилляры со свежетянутой молекулярно гладкой
поверхностью (для которых, по данным электронной микроскопии, высота неровностей не превышает 0,3 – 0,5 нм) установлено, что вся жидкость участвует в движении и гидродинамически неподвижные слои не обнаруживаются [1]. Поскольку даже контактные слои воды перемещаются (0), то перепад давления резко понижается и радиальные усилия оказываются незначительными
, (7.31)
Значительный перепад давления в этом случае возможен только при скоростях значительно превышающих скорости в шероховатых трубах. Поэтому переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит для труб с различной шероховатостью в широком диапазоне скоростей.
С целью проверки рассмотренных выводов использовались экспериментальные материалы Г.А. Мурина по исследованию зависимости гидравлических сопротивлений от критерия Рейнольдса в стальных трубах с различной шероховатостью. По данным этих экспериментальных исследований построены графики (рис.7.1.).
Из полученных графиков видно, что:
1). В области ламинарного режима коэффициент вязкого трения жидкости обратно пропорционален скорости течения и диаметру трубы , откуда
, (7.32)
2). В переходной области
, (7.33)
причем коэффициент fn для труб с одинаковой шероховатостью изменяется мало.
3). В области турбулентного режима
, (7.34)
4). Переход от ламинарного режима к турбулентному происходит в широком диапазоне скоростей и зависит от шероховатости труб. Чем больше шероховатость труб, тем при меньшей скорости потока происходит переход.
5). С увеличением шероховатости fn возрастает.
Зависимость коэффициента трения, воды от температуры можно определить из предположения Я. И. Френкеля об обратно пропорциональной зависимости подвижности молекул воды и коэффициента динамической вязкости [5]:
или . (7.35)
Исходя из этого предположения получена формула, учитывающая зависимость от температуры, периода осцилляции и энергии активации U [5]:
, (7.36)
где R- газовая постоянная Больцмана; Т- температура по Кельвину; U - энергия активации; а – диаметр молекулы воды.
Рис. 7.1 Зависимость λ=φ(Re) для труб с различной шероховатостью.
Зависимость периода осцилляции энергии активации и вязкости воды от температуры показана в табл.7.1.
Таблица 7.1
Зависимость периода осцилляции энергии активации и вязкости
воды от температуры
Температура, Т0С |
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
100 |
Период осцилляции, |
12,5 |
8,9 |
6,7 |
5,2 |
4,2 |
3,4 |
2,8 |
2,3 |
- |
Энергия активации, кДж/моль |
22,9 |
19,2 |
17,5 |
12,51 |
- |
14,2 |
- |
- |
11,7 |
Вязкость
|
1,787 |
1,306 |
1,002 |
0,795 |
0,653 |
0,547 |
- |
0,405 |
0,283 |
Изменение вязкости при изменении температуры (при постоянных значениях ) обусловлено изменением силы взаимодействия между молекулами, а значит и коэффициента трения.
Из табл.7.1 видно, что с увеличением температуры выше комнатной вязкость понижается почти обратно пропорционально температуре Т °С.