- •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
Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
N |
Промывоч-ная жидкость |
Структуро-образо-ватель, кг/м3 |
Стабили-затор, мас % |
Соль, мас % |
Разжи-житель, мас % |
Щелочь, мас % |
Нефть (дизтопливо) смазыв. добавки, мас % |
1 |
Соленасы-щенный |
|
Крахмал 1,5 КМЦ-700-1,5 |
NaCl 26 |
|
Na2CO3 0,7 |
|
2 |
Соленасы-щенный глинистый раствор |
Глина 100-200 |
|
NaCl 26 |
|
NaOH 1-2 Na2CO3 1-2 |
Нефть 8-10 Графит 0,5-1 |
3 |
Стабили-зированный соленасы-щенный |
Глина 80-200 |
КМЦ (ПАА, крахмал) 2-3 |
NaCl 26 |
ССБ (КССБ ФХЛС) 1-2 |
NaOH 1-2 Na2CO3 1-2 |
Нефть 8-10 Графит 0,5-1 |
4 |
Высоко-концентри-рованный инвертный эмульсионный р-р (ВИЭР) |
Бетонит 1-1,5 |
Эмультал 1,5-2 |
MgCl2 (CaCl2, NaCl) |
|
|
Нефть (дизтопливо) 45 смад 3-4 |
Продолжение таблицы 13.7
5 |
Известково –битумный р-р (ИБР) |
Битум 4,5-15,5 известь 9-31 барит 0,1-1,75 т/м3
|
Сульфонол 1,2-2,3 |
|
|
|
Нефть (дизтопливо) 38-56 до 65% |
Высококонцентрированные инвертные эмульсионные растворы (табл-13.7, позиция 4) отличаются от соленасыщенных растворов более высокой концентрацией нефти и стабилизацией эмульсии эмульталом. В связи с малой концентрацией бентонита полимерами его не стабилизируют. Термостойкость раствора повышают битумом 1% - до 100 0С; 2 % npи100-1300C; 3%-пpи 140-1500C. Стабильность эмульсии определяют по напряжению ее электропробоя и показателю фильтрации. При показателе фильтрации более 0,5 см3/30мин и появлении воды в фильтрате добавляют смад, а при электропробое при напряжении менее 100В добавляют эмультал (0,2 -В.0,3%). Вязкость раствора повышают добавлением воды, а понижают добавлением нефти.
В настоящее время существует ряд других инвертных эмульсий, применяемых при бурении скважин на нефть и газ.
Известково-битумный. раствор (табл.13.7, позиция. 5) применяют для бурения легконабухающих глин и соленосных отложений, а также при вскрытии продуктивных нефтеносных пластов. Он отличается от инвертных эмульсионных растворов почти полной заменой водной дисперсионной среды на нефть. Воду в количестве 16-60 кг/м3 добавляют лишь для гашения извести в растворе. Воду и гидрофильную твердую фазу (известь, барит) стабилизируют сульфонолом.
13.6. Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений
O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков [16] на установке УГП 300-100 изучали влияние применяемых в России растворов на относительную деформацию полых образцов солей NaC1 и КС1 и установили, что наибольшей устойчивостью обладают образцы галита в контакте с ИБР и с гидрофобной эмульсией, насыщенной раствором MgCl2. Худшие результаты получены в контакте с глинистыми растворами, насыщенными NaCl .Очень быстро разрушился образец галита в растворе, насыщенном КСl. Добавка 10-15 % бишофита в растворы, насыщенные NaCl (KCl), значительно повысила устойчивость образцов МgС1(КС1).
Подобные исследования O.K. Ангелопуло и др. проводили по изучению относительной деформации полых образцов бишофита. Результаты исследований показаны на рис.13.4.
Рис. 13.4. Зависимость относительной деформации образцов бишофита от времени для различных растворов: 1 - изолированный образец, 2 - в растворе ИБР. 3 - в обращенной эмульсии, насыщенной МgСl2; 4 - в обращенной эмульсии с пресной водой, 5 - в пресыщенном MgCI2; глинистом растворе, содержащем 30 % нефти. 6 - то же, но без нефти, 7 - в нефтеэмульсионном глинистом растворе, насыщенном NaCI
Из рис.13.4 следует, что наибольшую скорость деформации имел образец бишофита в среде нефтеэмульсионного раствора, насыщенного солью NaCl. Именно этот раствор под названием НЭГР широко применялся ранее для проходки соленосных толщ, что приводило к тяжелым осложнениям. Более устойчивым был образец в растворе МgСl2, добавка 30 % нефти в этот раствор существенно уменьшила скорость относительной деформации образца бишофита, приблизив ее к скорости деформаций бишофита в обращенной эмульсии (кривые 5 и 3). Наименьшую деформацию показал образец в контакте с раствором ИБР.
Растворяющая способность (по скорости растворения галита в циркулирующем потоке) применяемых для бурения соленосных отложений промывочных жидкостей определялась на кафедре технологии и техники разведки КИЦМ (Г.П. Зозуля. Д.М. Ким, табл.13.8).
Из табл.13.8 видно, что скорость растворения галита в циркулирующем потоке высококонцентрированного инвертного эмульсионного раствора в 6-7 раз ниже, чем в соленасыщенном растворе.
Таблица 13.8