- •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
7.2.2. Влияние скорости течения, диаметра труб и концентрации твердой фазы на вязкость и коэффициент трения структурированных жидкостей
В настоящее время существует большое количество показателей вязкости структурированных жидкостей; пластическая вязкость, динамическая вязкость, структурная вязкость, условная вязкость, кажущаяся вязкость, эффективная вязкость, относительная вязкость, удельная вязкость, приведенная вязкость, характеристическая вязкость и т.д. Все эти показатели не имеют четко выраженного физического смысла. Наиболее определенным показателем вязкости является, по нашему мнению, коэффициент его трения. Поэтому в дальнейшем в качестве критерия вязкости жидкостей будем пользоваться коэффициентом трения. Коэффициент трения промывочной жидкости обусловлен преимущественно прочностью структуры промывочной жидкости. Следовательно, он будет зависеть от тех же факторов, что и прочность структуры; концентрации, дисперсности и активности твердой фазы, наличия в буровом растворе электролитов и т.д. Существенное влияние на коэффициент трения полимерных растворов оказывают, кроме того, размеры макромолекул. В ламинарном потоке при относительно невысоких скоростях течения раствора макромолекулы переплетаются и взаимодействуют о поверхностью cтенок трубы и между собой, что и создает дополнительное сопротивление движущийся жидкости. Чем длиннее - микромолекула, тем выше сила их взаимодействия между собой и стенками трубы, выше коэффициент трения полимерного раствора.
На прочность связей молекул воды оказывает влияние, как отмечено ваше, скорость течения, размеры трубы и температура воды, поэтому коэффициент трения промывочной жидкости также будет, обусловлен этими факторами.
Рассмотрим зависимости коэффициента трения промывочной жидкости от скорости ее течения, концентрации твердой фазы и диаметра труб.
Американскими исследователями Джоунзом и Бэбсоном установлено, что с увеличением скорости течения вязкость бурового раствора понижается, причем для каждой скорости течения существует свое равновесное состояние.
Вязкость, соответствующую равновесному состоянию, они назвали равновесной вязкостью, а вязкость, замеряемую непосредственно после включения скорости вращения цилиндра вискозиметра – мгновенной вязкостью. Равновесная вязкость по исследованиям авторов, не зависит от предыстории (предварительной скорости вращения цилиндра вискозиметра до ее переключения на данную скорость). Если предварительная скорость была больше, чем данная скорость вращения цилиндра, то наблюдается с течением времени увеличение вязкости до равновесного состояния. В отличие от равновесной мгновенная вязкость зависит от предыстории сдвига. По исследованиям Ченга в зависимости от предварительной скорости сдвига (которая изменялась от 700 до 20 об/с) мгновенная вязкость для бентонитовой суспензии при одной и той же скорости (700 об/с), менялась от 11 до 90,4 мПа·с.
Время для приведения раствора при постоянной скорости течения в равновесное состояние для различных жидкостей различно и составляет для необработанных высококонцентрированных или флоккулированных электролитами растворов несколъко минут, для утяжеленных пептизированных растворов и растворов полимеров – несколько десятков часов.
Главной причиной снижения вязкости бурового раствора с увеличением скорости его течения, по нашему мнению, является снижение сил взаимодействия молекул воды друг с другом и с частицами твердой фазы (подобно снижению вязкости чистой воды). Вследствие уменьшения сил взаимодействия молекул воды с твердыми частицами и уменьшения толщины сольватного слоя в растворе: возможно агрегатирование глинистых частиц или ассоциирование макромолекул полимера. В любом растворе полимеров даже в состоянии покоя в результате взаимодействия макромолекул наблюдаются флуктуации концентраций, которые при определенных условиях (например, при изменении температуры, уменьшении активности растворителя и т.д.) могут быть причиной возникновения временно существующих ассоциатов. Такие ассоциаты появляются даже при большом разбавлении [II] . В зависимости от типа растворителя по данным исследователей [II] величина ассоциата может изменяться в 7-25 раз. С увеличением скорости течения раствора свойства растворителя (воды), как отмечено, изменяются: сила взаимодействия молекул воды, ее вязкость и толщина сольватного слоя понижаются, что, по нашему мнению, может послужить причиной возникновения ассоциатов макромолекул.
Возникновению ассоциатов макромолекул способствует также и их ориентация в потоке движущейся жидкости.
В потоке жидкости при невысокой скорости течения макромолекулы расположены хаотично. Различные ее части могут располагаться как в центре, так и у стенок трубы. В центре трубы скорость течения выше, чем у стенок, а сила взаимодействия макромолекул, наоборот, выше у стенок, поэтому макромолекулы при увеличении скорости течения вытягиваются вдоль потока - ориентируются. Под влиянием ориентации усиливается взаимодействие между макромолекулами и повышается вероятность возникновения ассоциатов.
Американскими исследователями [9] установлено, что полимерные растворы, а также глинистые растворы, обработанные полимерами, ведут себя как псевдопластические жидкости и подчиняются степенному закону (модели Оствальда де Ваале):
, (7.46)
где К - показатель вязкости (соответствующий динамической вязкости); d - диаметр трубы; n — показатель степени, определяющий характер изменения пластической вязкости.
Необработанные буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы, флоккулированные электролитами глинистые растворы чаще всего ведут себя как бингамовские жидкости. Но и эти растворы имеют криволинейную реологическую зависимость , близкую к степенной. Касательное напряжение промывочной жидкости можно выразить и рассмотренным выше уравнением (7.11):
Сопоставляя уравнения (7.13) и(7.46),получим
, (7.47)
где n для чистой воды равен I, для структурированных промывочных жидкостей он меньше I.
Из формулы следует, что с уменьшением n (при увеличении скорости циркуляции) понижается коэффициент трения промывочной жидкости, т.е. n является показателем ее разжижения.
Поскольку коэффициент трения промывочной жидкости есть функция от прочности ее структуры, показатель консистенции вязкости К можно заменить равным ему значением (см. разд. 3):
для разбавленных растворов К = К'С;
для концентрированных растворов К = К'С7/3/V7/3
и тогда коэффициент трения, соответственно,
для разбавленных растворов
; (7.48)
для концентрированных растворов
. (7.49)
На практике удобнее пользоваться эффективной вязкостью (величиной не зависящей от скорости и размеров трубы, т.е. при =1 м/с и d=1 м.
Эффективную вязкость определяют [9] путем деления показаний вискозиметра при 600 об/мин (касательного напряжения) на 2. Так как скорость V при 600 об/мин равна ~1м/с, получим
, (7.50)
т .е. численное значение коэффициента трения жидкости будет равным численному значению эффективной вязкости, жидкости в трубах деленной на плотность промывочной жидкости.
Рис.7.2. Зависимость эффективной Рис.7.3. Зависимость эффективной
вязкости разбавленного раствора вязкости концентрированного
кельцана от его концентрации. раствора КМЦ от концентрации
При весьма малой концентрации структурообразователя (рис. 7.2) наблюдаются некоторые отклонения прямолинейной зависимости вследствие более активного самодиспергирования полимера в разбавленных растворах и более сильной активации глинистых частиц (адсорбируется первый слой полимера). Для определения характера изменения показателя степени n (показателя разжижения структура жидкости) с увеличением скорости вращения цилиндра прибора ВСН-3 и увеличения прочности структуры были проведены специальные дополнительные исследования. В качестве промывочной жидкости использовался полимерный раствор на основе гидролизованного полиакриламида. Повышение прочности структуры раствора проводилась путем повышения концентрации ГПАА. Полученные результаты сведена в табл. 7.2. На основании полученных данных построены графики зависимости касательных напряжений от скорости вращения цилиндра прибора для структурированных жидкостей с различной прочностью структура (рис. 7.3).
Таблица 7.2.