- •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
Зависимость показания раствора от концентрации кельцана
Концентрация кельцана С,% |
Показатель степени n |
В пресной воде |
|
0,143 0,286 0,429 |
0,40 0,35 0,32 |
В воде насыщенной селью |
|
0,143 0,286 0,429 |
0,43 0,38 0,28 |
Рис.7.5. Зависимость потерь давления в бурильных трубах от расхода для различных промывочных жидкостей: 1 – вода; 2 – 0,17% ПАА; 3 – 0,17% р-р ГПАА; 4 – 0,29% р-р КМЦ
Рис.7.6. Зависимость потерь напора глинистого раствора в трубах диаметром 76 мм от скорости его течения (при различной концентрации глин): 1 – для воды; 2…5 – для глинистого раствора
Рис.7.7. Зависимость эффективной вязкости от концентрации метаса. 1 – 4% бентонита, 2 – 6% бентонита.
7.2.3. Влияние активации и дезактивации твёрдой фазы на коэффициент трения (вязкость) структурированных жидкостей.
Коэффициент трения структурированной жидкости обусловлен прочностью структуры воды. Прочность же структуры воды зависит от гидрофильности (активации) твёрдой фазы (см. разд. 2). С увеличением гидрофильности увеличивается толщина гидратного слоя частиц, а с увеличением толщины слоя частиц понижается её прочность и прочность структуры промывочной жидкости в целом.
Вязкость раствора так же, как и прочность структуры в покое (СНС), понижают путём активации твёрдой фазы теми же полимерами и ПАВ.
Однако, как показывают экспериментальные исследования (малоглинистых) растворов, вязкость раствора при активации частиц иногда не понижается, а наоборот повышается.
Проследим это на конкретном примере. Активацию (гидрофилизацию) глинистых частиц чаще всего проводят щелочными электролитами и полимерами или их комбинациями. Поэтому влияние активации твердой фазы на вязкость рассмотрим на примере глинистого раствора (по материалам экспериментальных исследований Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванникова и М.И. Липкеса [17]).
На рис. 7.7 показана зависимость эффективной вязкости 4%-го и 6%-го глинистых растворов от концентрации метаса. Из сопоставления этой зависимости с зависимостью прочности структуры (СНС) этого же раствора от концентрации метаса (рис. 5.4) видно их существенное отличие. Прочность структуры раствора при малой концентрации метаса, с ее увеличением понижается, а его вязкость растет. А при увеличении концентрации метаса выше 0,05%, наоборот - прочность структуры раствора растёт, а вязкость понижается.
Дело в том, что в покое молекулы воды гидратного слоя соорентированы
относительно твердой фазы и поэтому становятся весьма полярны. Макромолекулы своей полярной частью повернуты в сторону воды. СНС мало. При течении раствора молекулы воды находятся в хаотическом состоянии, полярность воды понижается и макромолекулы в сторону воды поворачиваются неполярной (гидрофобной) частью, прочность межмолекулярных связей гидрофобизованных частиц повышается, что приводит к повышению вязкости.
Существенное влияние на вязкость раствора оказывают активация и дезактивация твёрдой фазы электролитами.
Так же, как и активация полимерами активация твёрдой фазы глинистого раствора анионактивными щелочными электролитами приводит к понижению вязкости. Дезактивация твёрдой фазы катионоактивными электролитами, наоборот, приводит к повышению прочности структуры следовательно, повышению вязкости раствора.
Катионы не только дезактивируют глинистые частицы, но связывают их кулоновскими силами. Естественно, что с увеличением концентрации катионов (до определённого предела) прочность структуры и вязкость будут расти.
Введение в раствор катионоактивных электролитов при больших концентрациях приводит к полной коагуляции частиц (агрегатированию). Поэтому глинистый раствор обрабатывают предварительно полимерами (стабилизаторами). Такая совместная обработка глинистых растворов полимерами и катионами приводит к резкому повышению прочности структуры (СНС) и вязкости раствора.
Для примера вновь обратимся к экспериментальным результатам Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванникова и М.И.Липкеса [17]. На рис. 4.8 показана зависимость условной вязкости стабилизированного щелочным метасом 4%-го бентонитового раствора от концентрации хлористого натрия. Из рисунка видно, что при концентрации соли до 0,02% происходит гидрофобизация частиц (водоотдача повысилась с 5 до 7 см3 за 30 мин), вследствие чего вязкость возросла. Далее с увеличением концентрации соли вязкость раствора возросла значительно интенсивнее. В этом случае вязкость повышается и за счёт кулоновского взаимодействия частиц твёрдой фазы с катионами соли (водоотдача остается постоянной). Наконец, при увеличении концентрации соли от 1 до 2,5% наблюдалась частичная коагуляция твердой фазы (водоотдача повысилась от 8 до 21 см3 за 30 мин) и понижение вязкости с 150 до 57с. Полной коагуляции и седиментации глинистых частиц при указанной концентрации соли не наблюдалось.
На рис. 4.9 показана зависимость вязкости этого же раствора от концентрации хлористого кальция. Из рисунка видно, что при малой концентрации соли наблюдались те же процессы: при концентрации 0,01-0,02 - слабая гидрофобизация твёрдой фазы и повышение за счёт этого вязкости раствора, при концентрации выше 0,04%-го темп повышения вязкости возрос, а при концентрации соли свыше 0,15% наблюдалась постепенная коагуляция твёрдой фазы.
В отличие от вышерассмотренного примера (обработки раствора солью одновалентного металла) при обработке солями двухвалентного металла коагуляция раствора происходит при значительно меньшей концентрации соли.
Таким образом, наибольшая эффективность для повышения вязкости структурированной жидкости достигается при комбинированной обработке глинистого раствора полимерами и катионоактивными электролитами.