- •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
9.4. Основные направления выбора промывочной жидкости для бурения глинистых пород
Как отмечено выше, основной причиной осложнений при бурении глинистых пород является абсорбция имя воды в результате взаимодействия заряженной (полярной) поверхности глинистых частиц с полярными молекулами воды. Интенсивность абсорбции зависит от объемной энергии глины (гидрофильности) и дисперсности глинистых частиц, а также пористости пород.
Таким образом понизить абсорбцию воды глиной можно тремя путями:
1- повышением объемной энергии компонентов бурового раствора;
2-гидрофобизацией стенок скважины неполярными жидкостями и полимерами;
3-нейтрализацией поверхности глинистых частиц катионоактивными электролитами.
Буровой раствор является дисперсной системой с водной дисперсионной средой и гидрофильной дисперсной фазой, представленной различными компонентами. Благодаря гидрофильности компонентов раствора, молекулы воды взаимодействуют с ними и образуют сложные структуры. С повышением объемной энергии гидрофильных компонентов (их концентрации и гидрофильности) повышается вязкость и СНС раствора, понижается водоотдача (количество свободных молекул воды), а значит, понижается количество воды, абсорбируемой породой, понижается количество глинистых частиц, диспергирующих в буровой раствор.
При равенстве объемных энергий глинистой породы и компонентов бурового раствора абсорбция воды породой прекратится.
Второй путь - снижение абсорбции глиной воды - не менее (a может быть, более) важный, особенно для уплотненных глин. Для гидрофобизации стенок скважин можно применять как различного рода полимерные растворы (ингибиторы диспергирования) так и специальные смазки. В результате гидрофобизации поверхности стенок скважин резко понижается набухание и разупрочнение глин, а главное, предотвращается их диспергирование.
Третий путь предупреждения гидратации глинистых пород - нейтрализация поверхностного заряда частиц катионактивными электролитами (ингибиторами разупрочнения). Буровые растворы, содержащие электролиты, получили название ингибирующих.
Вследствие того, что при наличии в растворе катионоактивных электролитов (особенно с большим зарядом) возрастает диспергирование глины, поэтому в ингибирующие растворы совместно с электролитами вводят полимеры.
9.5. Анализ эффективности применяющихся глинистых растворов для бурения уплотненных глин.
Необработанные глинистые растворы. Эти растворы представляют собой суспензии глин. приготовленные из комовой глины и глинопорошков или суспензии, образованные в процессе бурения путем "самозамеса" из разбуриваемых глин. В недалеком прошлом эти растворы находили широкое применение, а в некоторых геологоразведочных партиях используются и до настоящего времени.
С позиции современных представлений о происходящих процессах в контакте раствора и уплотненных глин, добавление глины в буровой раствор является наиболее простым способом повышения объемной энергии раствора, которая позволяет, с одной стороны, повысить ее плотность и прочность структуры, понизить водоотдачу, с другой - уменьшить разность объемной энергии породы (глины) и компонентов бурового раствора, а следовательно, и абсорбцию глиной молекул воды, ее набухание и разупрочнение.
Вследствие того, что объемная энергия глины значительно выше объемной энергии раствора, уравновесить их невозможно. Поэтому даже при высокой концентрации глины в растворе наблюдается диффундирование глинистых частиц из глины в раствор и, наоборот, молекул воды из раствора в горную породу.
Кроме того, в интервалах проницаемых пород в результате высокой абсорбции воды породой на стенках скважины образуется толстая глинистая корка, уменьшающая диаметр скважины, что приводит к затяжкам и прихватам бурильной колонны.
В связи с вышеизложенным необработанные глинистые растворы для промывки скважин рекомендуется использовать только в твердых (устойчивых) глинистых породах.
Гуматные глинистые растворы. Это глинистые растворы, активированные углещелочными реагентами (УЩР). В результате активации глинистых частиц щелочью увеличивается объемная анергия твердой фазы, снижается водоотдача бурового раствора (до 4-10 см3 /30 мин), что ранее считалось основным условием предупреждения набухания и разупрочнения глинистых пород. Однако щелочь (при применяемой концентрации УЩР 3-5 % она составляет 0,4-0,65 %) активирует не только глинистые частицы раствора, но и глинистые частицы породы, в результате чего ее гидратация не только не понижается, а напротив, повышается. Повышается при этом диспергирование глины и ее разупрочнение. Поэтому для бурения глин обработка глинистых растворов реагентами УЩР не рекомендуется.
Лигносульфонатные глинистые растворы. Это глинистые растворы, активированные лигносульфонатными реагентами. Главная функция лигносульфонатных реагентов - снижение вязкости раствора при высокой концентрации глины, поступившей в раствор при бурении глинистых пород. Как известно [9], молекулы ССБ в соответствии с правилом уравнения полярностей Ребиндера своей полярной частью поворачиваются в сторону полярной жидкости (воды), а водородной частью (за счет водородной связи) адсорбируются на поверхности частиц. В результате активации частиц толщина их гидратной пленки возрастает, а с увеличением толщины пленки ее прочность понижается, понижается водоотдача, СНС и вязкость раствора в целом. Наиболее эффективными для бурения глин являются кальциевые ССБ, поскольку ионы кальция способствуют нейтрализации отрицательного заряда глинистых частиц, а следовательно, способствуют снижению их гидратации.
Хромлигносульфонаты (окзил, ФХЛС, КССБ-4) отличаются наличием хрома в реагентах. Эти реагенты используют для обработки глинистых растворов, применяемых при высоких забойных температурах. Хром и железо, кроме того, ингибиторы гидратации и хорошие разжижители, но, по мнению некоторых исследователей [10], - экологически опасны.
Однако лигносульфонаты способны активировать и глинистые частицы пород, поэтому применение этих растворов не исключает диспергирования глинистых пород.
Исследователи США (11] установили, что из всех буровых растворов, применяющихся для бурения глинистых пород, наименьшим ИУС (индексом устойчивости сланцев - образцов, спрессованных из монтморилонита, каолинита и известняка) обладают лигносульфонатные растворы (ИУС даже феррохромглиносульфонатных растворов равен всего 53).