- •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
2. Структура глинистого раствора.
2.1 Структурообразователи
Промывочные жидкости – дисперсные системы, в которых, в качестве дисперсной фазы выступают тонкодисперсные частицы (структурообразователь), а в качестве дисперсионной среды чаще всего вода.
Под воздействием поверхностной энергии частиц вокруг каждой из них образуется плотный гидратный (адсорбированный) слой с повышенной прочностью структуры (гидрогель – водяная гель).
Для получения значительного количества гидрогеля необходимо иметь тонкодисперсный материал, который либо получают в растворах при взаимодействии различных электролитов при образовании нерастворимых гидрофильных микрокристаллов, либо используют самодиспергирующие минералы в воде способные расщепляться на мелкие гидрофильные частицы, чаще всего это глинистые минералы: монтморилонит, иллит, каолинит, палыгорскит и др.
Способность этих минералов к самодиспергированию обусловлена специфическим строением их кристаллических решеток.
Наиболее эффективным структурообразователем является монтмориллонит NaSi4O10 (Al, Mg, Fe)2(OH)2. Образуется он при выветривании основных пород (пироксенитов, горнблендитов, вулканических пеплов и т.д.) в щелочной среде.
В процессе выветривания ленты кремнекислородных тетраэдров пироксенов и амфиболов объединяются в листы, а катионы, насыщенные в щелочной среде
гидроксильными группами А1(ОН)+2 прочно связывают эти листы и пакеты. Вместо А1(ОН)+2 связывание листов может производиться катионами FeOH2+ и MgOH+. Пакеты между собой связываются обменными катионами Н, К, Na, Mg, Са.
В результате большого многообразия условий образования минерала химический состав его непостоянный: SiO2-34...59%, А12О3 - 1...28%; MgO -3...31%,Fe2O5-0...29%.
В связи с большим количеством замещений катионов высокой валентности (AlOH2+ , FeOH2+ ) катионами более низкой валентности (MgOH2+ ) на поверхности пакетов появляется заряд, который компенсируется обменными катионами.
Обменные катионы связывают пакеты между собой в виде тонкодисперсных (землистых) агрегатов неправильной формы. Существенное влияние на прочность связей между пакетами оказывает межмолекулярное взаимодействие.
В натриевых монтморилонитах в качестве обменного катиона преобладают катионы Na, которые с пакетами образуют слабую ионную связь (подобно связям ионов в поваренной соли). Такие монтморилониты легко диспергируют в воде на ионы и глинистые частицы: SiONa SiO + Na +.
В кальциевых монтморилонитах связь между пакетами осуществляется с помощью обменных катионов Са , имеющих более высокий заряд и образующих более прочные связи. Вследствие этого диспергирование таких агрегатов в воде происходит значительно труднее.
При добавлении в раствор кальцинированной сода Na2СО3 ионы Са+2 из-за его большого сродства с анионами СО2- выпадают в осадок, а агрегаты, связанные только ионами Na+, легко диспергируют в растворе.
Палыгорскит имеет ту же форму, что и монтмориллонит, NaSi4O10 (Al,Mg)2 (ОН)2, но имеет ленточную структуру, как и минералы, из которых он образовался (пироксены, амфиболы). Образуется он в солёной среде (солёных озёрах, лагунах) при наличии жаркого климата. Кристаллизация минерала в условиях высокой засоленности обусловила цепочную форму кристаллов и их устойчивость в солёной воде. В отличие от монтмориллонита, образованного в благоприятных условиях (щелочной среде) цепочки кремнекислородных тетраэдров не смогли объединиться в листы кремнекислородных тетраэдров.
Вследствие вытянутой фермы кристаллов палыгорскита величина их контактов в растворе невелика, поэтому они не могут слипаться друг с, другом.
Функциональные группы А1(ОН)2, SiOH.
Иллит - листовой силикат, по химическому составу и структуре аналогичен монтмориллониту. Отличается от него тем, что в слое кремнекислородных тетраэдров SiO наблюдается замещение Si2O5-2 на А12О54- (одно замещение из четырёх) отчего на поверхности листа появляются некомпенсированные заряды, что увеличивает взаимодействие между пакетами и уменьшает растворимость минерала в воде.
Образуется иллит при выветривании полевых шпатов в щелочной среде. Функциональные группы =А1ОН, SiOH.
Каолинит Si2O5AlO2(OH)2 - листовой силикат, образуется из калиевых шпатов в результате их выветривания в кислой среде (при наличии воды и углекислоты):
2KАlO23SiO2 + 2H2O + CO2 = Si2O52Al(OH)2 + 4SiO2 + K2CO3
калиевый шпат угольная кислота
Легкорастворимый поташ К2СО3 уносится водой, а избыток кремнекислоты 4SiO2 образует кварц.
Каолинит представляет собой двухслойную структуру, состоящую из слоя кремнекислородных тетраэдров SI2O5 гидраргилитового слоя А1(ОН)2+
Благодаря большому количеству гидроксильных групп в пакетах между ними возникают сильные водородные связи, поэтому каолинит трудно диспергирует в воде.
Каолинит также, как и монтморилонит и иллит, имеет в растворе тонкодисперсные и землистые агрегаты неправильной формы, но у каолинита чешуйки встречается чаще, чем у вышерассмотренных минералов.
Асбест (хризолит) MgSi4O10(OH)8 - ленточный силикат, образуется при гидротермальном изменении ультраосновных пород (дунита переодотита), представляет собой, подобно палыгорскиту, два слоя кремнекислородных тетраэдров, связанных бруситовым слоем Mg(OH)2. В отличие от палыгорскита имеет длинноволокнистую структуру. Солестоек, обладает высокой несущей способностью. В отличие от глинистых минералов гидрофобный (полярные группы внутри кристалла нейтрализуют поверхностный заряд кремнекислородных тетраэдров), поэтому обладает низкой вязкостью и водоотдачей. Относится к опасным минералам, вреден для здоровья человека.
Качество глины характеризуется обменной емкостью, эффективной удельной поверхностью (дисперсностью) и гидрофильностью, определяемой по теплоте смачивания. Ниже приводится таблица физико-химических характеристик глинистых минералов.
Таблица 2.1
Физико-химические характеристики глинистых минералов
Глинистые минералы |
Обменная емкость моль на 100г. |
Удельная поверхность, м2/г. |
Теплоты смачивания, кДж/г |
Каолинит |
3-15 |
20-80 |
2-13 |
Иллит |
10-40 |
400-500 |
42-55 |
Палыгорскит |
20-30 |
800-1000 |
46-122 |
Монтмориллонит |
10-15 |
450-900 |
46-122 |
Галлуазит |
5-10 |
100-170 |
– |
Вермикулит |
100-1500 |
– |
105-126 |