- •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
Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
Время растворения, с |
Концентрация глины, % |
|||
0 |
3% |
5% |
7% |
|
3600 7200 10800 14400 |
4,7 4,7 4,7 4,7 |
2,55 2,55 2,45 2,38 |
2,30 2,30 2,27 2,27 |
2,15 2,11 2,11 2,08 |
Из анализа результатов следует:
1. Скорость растворения соли в малоглинистых растворах более чем в 2 раза ниже скорости растворения соли в чистой воде.
2. В неподвижной жидкости в контакте с образцом концентрируются ионы соли, что с течением времени снижает скорость растворения (через 20 часов скорость растворения снижается почти в 10 раз).
3. Наибольший темп снижения скорости растворения галита наблюдается при концентрации глины от 0 до 3 %. При дальнейшем увеличении концентрации глины скорость растворения изменяется незначительно.
Скорость растворения галита в растворах полимеров ПАА и KMЦ 600 показана в табл.13.6.
Таблица 13.6
Скорость растворения галита в растворах полимеров, м/с10-7
Полимер |
Концентрация полимера, % |
|||||
0 |
0,5 |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
|
ПАА КМЦ 600 |
4,7 4,7 |
2,4 3,8 |
2,2 3,5 |
2,0 3,4 |
2,0 3,2 |
1,9 3,0 |
Подобно глинистым растворам наибольший темп снижения скорости растворения галита наблюдается при малой концентрации. С увеличением концентрации (выше 0,5 %) скорость растворения галита мало зависит от концентрации полимера.
13.5. Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
Основным свойством промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений должна быть малая растворяющая способность, которой достигают за счет насыщения бурового раствора солью и введения гидрофобной (неполярной) жидкости (нефти или дизтоплива). В зависимости от содержания нефти в растворе промывочные жидкости принято делить на соленасыщенные с добавками нефти (при малом содержании нефти) и растворы на нефтяной основе (при высокой концентрации нефти 45 % и более), стабилизированные эмульгаторами.
В качестве структурообразователя обычно используют активированную щелочами солестойкую палыгорскитовую глину (необработанный глинистый и соленасыщенный раствор) или стабилизированную полимерами высококоллоидальную глину, также активированную щелочами, реже конденсированную твердую фазу (гидрогели, солегели, высоленные лигносульфонаты), стабилизированную полимерами.
За границей (в Германии, Франции), в ряде геологоразведочных экспедиции России применяют неструктурированные (твердой фазой) полимерсолевые растворы, активированные щелочью. Такие растворы (табл.13.7, позиция 1) обладают малой вязкостью и малым СНС, что способствует повышению технико - экономических показателей бурения в солевом комплексе.
Необработанный глинистый соленасыщенный раствор (табл.13.7, позиция 2) применяют для бурения галита без. пропластков терригенных отложений. В качестве твердой фазы он содержит солестойкую глину (каолинит, палыгорскит), активированную щелочью (NаОН, Nа2СОз).
В качестве гидрофобизирующей добавки - 8-10 % нефти. Соль (галит) вводят до полного насыщения раствора.
Стабилизированный соленасыщенный раствор (табл.13.7, позиция 3) применяют при бурении соленосных отложений галита с пропластками глинистых пород. От необработанного раствора отличается наличием полимеров-стабилизаторов глинистой фазы: крахмала, КМЦ, ПАА и разжижителей - лигносульфонатов: ССБ, ФХЛС, КССБ для снижения вязкости раствора повышающейся вследствие поступления глины в раствор в процессе бурения терригенных пород.
Наиболее эффективными буровыми растворами для бурения соленосных отложении являются растворы на нефтяной основе (РНО): высококонцентрированные инвертные эмульсии (ВИЭР) и известково-битумные растворы (ИБР).
Таблица 13.7