- •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
5.1.2. Синтетические структурообразователи
Природные гетероцепные и ароматические полимеры относительно неустойчивы при высоких температурах и окислении они легко подвергаются деструкции. Более термостойки и устойчивы карбоцепные полимеры (полимерные предельные и непредельные углеводороды, полимерные спирты, альдегиды, кислоты).
Такие полимеры способны образовывать длинные макромолекулы с молекулярной массой, исчисляемой миллионами и десятками миллионов.
Существует большое количество карбоцепных полимеров. Наиболее активны (гидрофильны) полимерные кислоты и их производные, такие как полиакриловая кислота и ее эфиры (полиакрилаты: полиакрилонитрил, полиакриламид).
Получают полиакриловую кислоту и её производные путём полимеризации.
Полимеризация - это реакция соединения низкомолекулярных молекул в макромолекулы, не сопровождающаяся выделением побочных продуктов. Различают цепную и ступенчатую полимеризацию. Цепная полимеризация -это реакция, протекающая в результате активации молекул, т.е. перевода их в свободный радикал или ион. В зависимости от вида активации молекул различают радикальную и ионную полимеризацию.
Свободный радикал (при радикальной полимеризации) возникает под влиянием физического или химического воздействия. Так, в результате окислительно-восстановительной реакции образуется радикал RО по схеме:
Этот радикал реагирует с двойной связью молекулы мономера и, присоединяясь к ней, образует новый более сложный радикал
,
способный взаимодействовать со следующей молекулой мономера и т.д. Таким образом образуется длинная макромолекула.
Превращение мономера в свободный радикал может происходить под влиянием тепла, света, ионизирующего излучения, введением в раствор инициаторов, образующих в растворе свободные радикалы (перекиси, гидроперекиси), а также введения инициатора окислителъно-восстановительных реакций: Fе2+, Сг3+ и др. Примером радикальной полимеризации являются эфиры полиакриловой кислоты.
Полиакриловую кислоту [— СН2— СH(СООН)— ]n ( n = 1 000–6000) получают полимеризацией акриловой кислоты в воде или органических растворителях при концентрации мономера не более 25%.
Однако полиакриловую кислоту в чистом виде, как и другие кислоты для приготовления промывочных жидкостей не применяют вследствие ее кислотных свойств .
Для приготовления буровых растворов в качестве структурообразователя используют полиакрилаты образованные в результате этерификации полиакриловой кислоты .
–COOONH4 + H2O-полиакриламонит,
–COOH + NH4OH –CONH2 + 2H2O - полиакриламиды,
–CN + 3H2O - полиакрилонитрил,
Функциональную группу COONH4 получают при комнатной температуре , группа неустойчива и поэтому полиакриламонит на практике не применяют .
Полиакриламид (ПАА) с функциональной группой CONH2 получают при подогревании .
Полиакриламид (ПАА) [–CH2–CH(CONH2)–CH2–CH(CONH2)]n имеет молекулярную массу от 3. 104 до 6. 106 , растворяется в воде при температуре 40-50°С в течение 48ч. Применяют для регулирования структурно реологических свойств и понижения водоотдачи промывочных жидкостей.
Полиакрилонитрил с функциональной группой CN образуется при подогревании в присутствии P2O3.
Полиакрилонитрил [–СН2–СH(CN)–]n (n=300–1000) в воде слабо растворяется, в растворах щелочей деструктируется. В промышленности выпускают в виде, сополимеров акрилонитрила с метилакрилатом и другими сомономерами и применяют в производстве волокон (например, "нитрона" –сополимера акрилонитрила, метилакрилата и итаконата натрия).
Для повышения активности акрилатов , они подвергаются гидролизу в щелочной среде.
При гидролизе азотсодержащих производных полиакриловой кислоты наблюдаются обратные процессы:
– COONH4 + H2O COOH + NH4OH
– CONH2 + 2H2O COOH + NH4OH
– CN + 3H2O COOH + NH4OH
В щелочной среде карбоксильная группа переходит в более, активную группу:
– СООН + ОН- –СОО- + Н2О
а гидроксид аммония разлагается на аммиак и воду:
– NН4ОН NН3 + Н2О
В результате гидролиза нолиакриламида получают высокоактивный полимер ГПАА.
–CH2–CH(COO)–CH2–CH(COO)–,
а в результате гидролиза полиакрилнитрила–гипан.
–CH2–CH(COONa)–CH2–CH(CONH2)–CH2–CH(CN)–
Гипан–сополимер полиакрилата натрия, полиакриламида и полиакрилонитрила .
Это весьма активный и термостойкий структурообразователь (до 200°С), но также, как и другие полиакрилаты, чувствителен к ионам поливалентных металлов. Реагент К–4 –аналог гипана, продукт неполного омыления полиакрилонитрила едким натром при соотношении 2,5:1. К аналогам гипана можно отнести и реагент К–9 – продукт омыления отходов волокна нитрона.
В результате гидролиза и добавок полярных электролитов получают разновидности ПАА. Так, при обработке ПАА каустической содой получают реагент РС–1, путём обработки ПАА щёлочью и триполифосфатом – РС–2, путём обработки ПАА щёлочью и кальцинированной содой – РС–4.
Из сополимеров полиакрилатов в буровой практике находят применение метас, сополимеры М–14 и лакрис–20.
Метас – сополимер метакриловой кислоты и метакриламида, термостойкий (до 220°С) понизитель фильтрации.
М–14 – термостойкий сополимер метакриловой кислоты и метилметакрилата с молекулярной массой 0,6-106 — 1 • 106.
Лакрис–20 – высокотермостойкая модификация сополимера М–14.