- •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
10.5. Исследование крепящих свойств полимерполисолевых растворов.
10.5.1. Теоретические рассуждения.
Таким образом, наиболее эффективными промывочными жидкостями для бурения неуплотненных глин являются полимерполисолевые растворы, важнейшими свойствами которых являются их крепящие свойства.
Полимерполисолевыми растворами мы называем растворы, основными компонентами которых являются:
полимеры - ингибиторы диспергирования;
соли одновалентных металлов-ингибиторы гидратации, с весьма подвижными “гидрофобными” катионами, способными проникать в неуплотненные глины на значительную глубину;
соли поливалентных металлов - модификаторы глины, с катионами, способными «сшивать» глинистые частицы или с родственными глине по химическому составу анионами, способными достраивать кристаллическую решетку, заполнять поры, повышать плотность и прочность горной породы.
«Сшивающие» анионы и катионы весьма глинофильны, в контакте с глиной активно взаимодействуют с глинистыми частицами образуя плотный модифицированный слой, который не позволяет поливалентным ионам глубоко проникать в объем глин. Поэтому, как правило, модифицированный слой небольшой толщины.
В результате нейтрализации заряда глинистых частиц катионами, как отмечено выше, происходит их дегидратация и коагуляция с последующим химическим взаимодействием катионов с глинистыми частицами «сшиванием».
Концентрация ионов при которой происходит коагуляция и сшивание частиц (порог коагуляции) зависит от валентности ионов и подчиняется «закону шестой степени» Дерягина:
где Ск – порог коагуляции, z – валентность сшивающего катиона, В – константа коагуляции.
Период коагуляции сшивания частиц зависит от дисперсности и разновидности глинистых частиц породы, вязкости и температуры бурового раствора.
Как известно, почти все химические процессы (в том числе и процессы коагуляции) являются двусторонними, обратимыми. В начале они идут в одном направлении (например, «сшивание» частиц) затем в обратном направлении (разрушение связи) в результате взаимодействия продуктов реакции с побочными продуктами (например, взаимодействия глинистых частиц с выделившейся в процессе коагуляции водой).
Необратимость процесса коагуляции возможна только тогда, когда побочные продукты взаимодействия (в частности вода) удаляются из сферы реакции (например, за счет «отсасывания» воды из глины раствором электролитов) или когда вследствие высокой концентрации электролитов обратный процесс подавляется.
Но и при обратимых процессах при соответствующих условиях устанавливается равновесие. Равновесным состоянием называют некое состояние системы, которое при постоянных внешних условиях не изменяется во времени.
Различают устойчивое и неустойчивое равновесие. «Устойчивым равновесием является динамическое постоянство свойств системы, обусловленное одинаковой скоростью прямого и обратного процессов длительное время». Неустойчивое равновесие это кратковременное равновесие при обратимых процессах в момент перехода от прямого к обратному процессу.
Неустойчивое равновесие обусловлено недостатком взаимодействующих реагентов.
Рассмотрим более конкретно происходящие процессы взаимодействия полимерполисолевых растворов с глинистой породой.
Для ограничения насыщения глины водой в раствор вводят ингибиторы гидратации – соли одновалентных металлов, для предотвращения диспергирования – ингибиторы диспергирования – полимеры. Но главную роль для повышения крепящих свойств раствора выполняют катионы солей поливалентных металлов.
Под воздействием отрицательного заряда глинистых частиц катионы «всасываются» породой, нейтрализуют заряд и сшивают глинистые частицы между собой.
«Всасывание» поливалентных глинофильных катионов глинистыми частицами будет происходить до тех пор пока не установится равенство объемных энергий глины и раствора, то есть равенство зарядов глинистых частиц плюс зарядов катионов, внедренных в глину и зарядов катионов и анионов раствора. Концентрация электролитов при которой происходит полная коагуляция (сшивание) частиц также носит название равновесной.
При полной коагуляции заряд глинистых частиц нейтрализуется и выделившаяся вода (побочный продукт реакции) «всасывается» раствором электролитов. В объем глины вода из зоны реакции перемещаться не может поскольку там заряд глинистых частиц нейтрализован одновалентными катионами (электролитов – ингибиторов коагуляции).
При «сшивании» частиц плотность и прочность модифицированного слоя глины резко возрастают и могут достигать плотности и прочности скальной породы. Плотный модифицированный слой глины кроме того дополнительно предотвращает массоперенос воды и ионов.
При недостаточной концентрации солей поливалентных металлов также за счет полимеров тоже предотвращается диспергирование глины, а за счёт солей одновалентных металлов - нейтрализация глины в объёме и снижение её влажности, но вследствие недостатка ионы поливалентных металлов только частично связывают глинистые частицы и незначительно повышают прочность глины. После всасывания глиной катионов в растворе остаются только анионы, что ведет к дисбалансу объемных энергий глины и раствора. Вследствие этого наблюдается обратный процесс. Под воздействием анионов раствора катионы из глины возвращаются в раствор, а на их замену в глину из раствора – молекулы воды, что постепенно разупрочняет и разрушает глинистую породу. Вследствие отсутствия плотного модифицированного органоминирального слоя происходит по - прежнему взаимный обмен катионов и молекул воды.
При высокой концентрации поливалентных солей вначале также происходит «сшивание» глинистых частиц и упрочнение глины. Но и после насыщения глины катионами наблюдается дисбаланс объемных энергий глины и раствора. Концентрация поливалентных катионов в растворе остается высокой, благодаря чему происходит сначала коагуляция полимеров, а затем диспергирование глины. Глинистые частицы, попадая в раствор с высокой концентрацией поливалентных глинофильных катионов коагулируют и выпадают в осадок. Для определения равновесной концентрации электролитов можно использовать «закон шестой степени», а константу коагуляции (константу равновесия) для конкретного типа глин определить экспериментальным путем. Для используемой при экспериментальных исследованиях образцов глины из черногорского глинопорошка она оказалась равной 70%. В этом случае равновесная концентрация ионов солей одновалентных катионов будет:
Для солей NaCl, в котором ионы Na+ составляют
равновесная концентрация будет:
Для солеей КCl она соответственно будет:
Растворимость соли NaCl равное при 200С - 26.4%, соли КCl - 25.5%, то есть даже при полном насыщении раствора солями одновалентных металлов равновесную концентрацию ионов получить невозможно, и с помощью этих электролитов нельзя существенно скоагулировать и модифицировать глинистую породу.
Равновесная концентрация катионов солей двухвалентных металлов равна:
бишофита MgCl*6H2О, содержащего катионов Mg+2
,
,
хлористого кальция CaCl2, содержащего катионов Са+2
,
Равновесная концентрация катионов солей трехвалентных металлов будет равна:
cоли Al2(SO4)3*18Н2О, содержащей катионов Al3+
Концентрация в области полной коагуляции может несколько отличаться от равновесной.
Следует отметить, что при определении равновесной концентрации электролитов следует учитывать наличие и состав обменных катионов горной породы. При большой концентрации обменных катионов Са2+ в глине концентрацию вводимых солей поливалентных материалов следует понижать.
Скорость процессов упрочнения и разупрочнения глины зависит от скорости пропитки глины раствором. По исследованиям О.К.Ангелопуло, В.М. Подгорнова и В.Э.Авакова на приборе ТИН наибольший темп пропитки обеспечивал насыщенный раствор KCl. Для палыгорскита коэффициент скорости пропитки Ксп (углового коэффициента прямолинейного участка графика к оси времени) равен 4,83, бентонита- 2,85, каолинита- 2,1. При разбавлении раствора водой в 2-4 раза, Ксп снизится соответственно в 1,6 и 2 раза.
При пропитке бентонита насыщенным раствором NaCl Kсп =0,9. При разбавлении раствора водой в 2 раза Ксп возрос до 1,2 ,а при дальнейшем разбавлении раствора снова понизился.
Самые низкие значения Ксп =(0,27-0,33) получены при пропитке бентонита и палыгорскита насыщенным раствором MgSО4
Основной причиной повышенной скорости пропитки глины растворами KCl и NаCl то, что ионы К+ и Nа+ “гидрофобны” (cлабо гидрофильны) подвижны, быстрее нейтрализуют (гидрофобизируют) поверхность глинистых частиц. В большей степени это присуще ионам К+.
Более низкие значения Ксп для растворов солей магния объясняется более высокой глинофильностью ионов Мg2+, способных «сшивать» глинистые частицы и образовывать более плотные слои глины, снижающие фильтрацию воды.
Время пропитки для различных растворов различно. Наименьшее время пропитки насыщенным раствором KCl. Оно составило на глубину 5см- 50ч, 10см-120ч, 20см-500ч.