- •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
9.6. Анализ эффективности полимерных и полимерглинистых растворов.
Вторым способом снижения абсорбции глиной молекул воды, ее набухания является гидрофобизация стенок скважин.
Наиболее радикальным способом предотвращения набухания глины является использование неполярных жидкостей или растворов на нефтяной основе (РНО). Однако в силу ряда недостатков, указанных выше, при бурении геологоразведочных скважин их не используют.
Для гидрофобизации стенок скважин и снижения энергозатрат на вращение бурового снаряда допускается вводить в промывочную жидкость небольшое количество нефти, графита или смазывающих добавок (смад).
Чаще всего роль гидрофобизаторов выполняют полимеры полимерных растворов. Как было отмечено выше (см. часть 1. раздел 6.2.) полимеры способны активно адсорбироваться на поверхности стенок скважин полярной частью функциональных групп в сторону весьма полярной глины, а гидрофобной в сторону промывочной жидкости. Таким образом, на стенках скважины образуется гидрофобная пленка, которая с одной стороны связывает все глинистые частицы и предотвращает поступление воды в глинистую породу.
Полимеры обладают высокой активностью (гидрофильностью) значительно выше чем глинистые частицы, поэтому для повышения СНС и вязкости требуется намного меньше структурообразователя для создания гидрогелей. Вследствие этого плотность полимерных растворов невелика, что позволяет повысить механическую скорость бурения. Полимерные растворы обладают рядом других достоинств, рассмотренных выше.
Экспериментальные исследования [7] показывают высокую эффективность полимерных и полимерглинистых растворов для предупреждения увлажнения и разупрочнения как низко- так и высококоллоидальных уплотненных глин (рис. 9.5 и 9.6)
Эффективность действия растворов наблюдается при невысокой (оптимальной) концентрации полимера (при адсорбции в один слой) при которой достигается максимальная гидрофобизация (минимальное поверхностное натяжение , см. часть 1, 6.2). Так для метаса по данным исследований оптимальная концентрация составила 0,5%. При концентрации как выше, так и ниже этого показателя раствор метаса оказался менее эффективным.
Рис.9.5. Зависимость влажности биклянского суббентонита в полимерных растворах от времени: 1 - в 0,2 % растворе метаса, 2 - в 0,5 % растворе метаса, 3 - в 1 % растворе метаса, 4 - в 0,2 % растворе КМЦ, 5- в 0,4 % растворе кельцана
Рис.9.6. Зависимость коэффициента разупрочнения биклянского суббентонита в полимерных растворах от времени: 1 - в 0,2 % растворе метаса, 2 - в 0,5 % растворе метаса, 3 - в 1 % растворе метаса, 4 - в 0,2 % растворе КМЦ. 5 - в 0,4 % растворе кельцана
9.7. Анализ эффективности ингибирующих растворов
Третьим способом предупреждения гидратации и набухания уплотненных глинистых пород является нейтрализация поверхностного заряда глинистых частиц катионами электролитов. С этой целью применяют ингибирующие растворы.
Ингибирующие растворы - это буровые растворы, содержащие в своем составе ингибиторы - электролиты, способствующие снижению гидратации и набухания глинистых пород. К таким ингибиторам относят соли катионоактивных электролитов одновалентных (К+, Na+), двухвалентных (Са2+, Mg2+) и трехвалентных металлов (Al3+, Fe3+ ), a также соли анионоактивных электролитов с анионами, родственными кристаллитам глины по минеральному составу: алюминаты, силикаты. В зависимости от ингибирующей добавки растворы делят на кальциевые, алюминизированные, силикатные и т.д.
Вследствие важности проблемы взаимодействию электролитов с глинами посвящено много работ различных ученых. Наибольший интерес представляют работы O.K. Ангелопуло, В.Д, Городнова, В.Л. Михеева, А.И. Булатова.
До настоящего времени нет единого мнения по поводу влияния электролитов на ингибирующую способность растворов. Ряд исследователей (А.И. Булатов, А.И. Пеньков и др.) считают что «снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается путем: уменьшения поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся; преобразования глинистых минералов и устранения межплоскостной гидратации; регулирования процессов осмотического влагопереноса в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах; модифицирование поверхности глинистых минералов за счет поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов; капсулирование глин полимерами; гидрофобизации поверхности глинистых минералов».
Большинство из этих предположений вызывает сомнение.
Во-первых, насыщение глины водой при замене одновалентных обменных катионов К+, Nа+ на двух- или трехвалентные катионы снижается не потому, что поливалентные катионы менее гидратирующиеся (их гидрофильность значительно выше гидрофильности одновалентных катионов), а в результате более активной нейтрализации ими поверхностного заряда глинистых частиц.
Во-вторых, регулировать осмотический влагоперенос и повышать таким образом прочность глины в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в перебуриваемой глине невозможно.
В контакте глины с промывочной жидкостью на водной основе происходит двусторонний перенос. Молекулы воды за счет заряда глинистых частиц породы «всасываются» глиной (так как объемная энергия глины значительно больше объемной энергии жидкости), а раствор, насыщенный катионоактивными электролитами, за счет разности зарядов «всасывает» глинистые частицы породы, повышая ее диспергирование и снижая прочность. При увеличении в растворе концентрации катионоактивных электролитов объемная энергия раствора возрастает и при слабой возможности проникновения катионов в поры уплотненной глины двусторонний массоперенос практически превращается в односторонний – перенос глинистых частиц в раствор, т.е. процесс диспергирования глинистой породы тем интенсивнее, чем выше количество электролита в растворе.
Диспергирование глины приводит к разрушению стенок скважины, кавернообразованию, сильному загущению промывочной жидкости и ухудшению ее технологических свойств.
В контакте неуплотненной глины с раствором электролитов эти процессы усиливаются.
В-третьих, модифицировать (в смысле упрочнять) поверхность глинистых минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов также невозможно. В уплотненных глинах даже гидратированые ионы одновалентных металлов не могут проникнуть в поры глины, тем более не могут глиной поглощаться нерастворимые или слаборастворимые частицы (кристаллики) гидроокисей. Частицы гидроокисей кальция или магния гидрофильны (подобно глинистым частицам) и могут диффундировать из горной породы в раствор, а не наоборот.
Наконец, Са(ОН)2 – щелочь (т.е. основание способное в воде частично растворятся). Щелочи в контакте с глиной (особенно неуплотненной) активируют и повышают гидратацию глинистых частиц, снижают прочность глинистой породы.
В-четвертых, преобразовать минералы можно только при большом давлении (тысячи атмосфер), высокой температуре (350-400оC и выше), при благоприятных условиях кристаллизации.
В-пятых, процесс гидрофобизации глинистых минералов катионоактивными электролитами возможен за счет нейтрализации заряда частиц катионами, только при отсутствии возможности их диспергирования. Однако при бурении этого достичь невозможно при наличии в растворе электролитов без ингибиторов диспергирования.
В роли ингибитора диспергирования, как будет показано ниже, выступают полимеры, которые вводят в ингибирующие растворы вместе с электролитами.
Другие исследователи (О.К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э, Аваков [25]) считают, что полностью устранить увлажнение пород невозможно, но путем обработки бурового раствора органическими реагентами и неорганическими солями влагоперенос можно значительно ограничить. Большие молекулы органических реагентов уменьшают подвижность некоторой части свободной воды и вместе с неорганическими электролитами образуют на стенке скважины водостойкий слой. Проникающая через этот слой вода с растворенными в ней реагентами несколько компенсирует нарушаемое за счет гидратации структурное сцепление частиц в породе.
Этот процесс называют ингибированием разупрочнения, а реагенты, его вызывающие ингибиторами разупрочнения.
«Путем контроля только химического состава фильтрата бурового раствора – пишет О.К. Ангелопуло- невозможно устанавливать оптимальную концентрацию органических реагентов и их соотношение с неорганическими солями.
На практике установлено, что при прочих равных условиях снижение показателя фильтрации, как правило, продлевает период устойчивого состояния глинистых пород в скважине. Длительное время это явление не получало объяснения, поскольку принцип измерения показателя фильтрации (Ф) не имитирует условия увлажнения глинистых пород в скважине. По нашему мнению, с точки зрения профилактики осложнений показатель фильтрации косвенно характеризует эффективную концентрацию органического ингибитора, так как высокомолекулярные реагенты при значительных концентрациях являются понизителями фильтрации бурового раствора.
На основании практических данных можно установить нижний предел концентрации органического реагента, т.е. наибольшее значение Ф, при котором проявление ингибирующего эффекта наиболее ощутимо.
Как правило, в ингибирующих буровых растворах массовое отношение органического и неорганического реагентов изменяется от 1:1 до 1:0,1. Было сделано предположение, что соли двухвалентных металлов, образующие ионы с высокой величиной гидратации, при больших концентрациях в буровом растворе могут выполнять функцию высокомолекулярных органических веществ, т.е. связывать большое количество свободной воды и замедлять темп увлажнения глин. Так возникло научное обоснование возможности проходки терригенных пород с буровым раствором, имеющим Ф15-30 см3 за 30 минут.
Добавки органических реагентов в этот раствор должны производится с целью регулирования реологических, структурно-механических свойств, стабильности и, конечно, показателя фильтрации.
Таким образом, «большие молекулы органических реагентов вместе с неорганическими электролитами и образуют на стенке скважины водостойкий слой», но он пропускает через себя воду вместе с электролитами. Существенно понизить влажность породы и продлить период устойчивости глинистых пород в скважине (как установлено на практике) при прочих равных условиях можно снижением показателя фильтрации за счет оптимальной концентрации высокомолекулярного реагента и солей двухвалентных металлов большой концентрации, которые выполняют «функцию высокомолекулярных органических веществ» т.е. связывают большое количество воды.
Добавки органических реагентов в этот раствор должны производиться также с целью регулирования свойств промывочной жидкости и ее стабилизации.
Однако, понижение коэффициента фильтрации раствора вследствие большой объемной энергии глины, значительно превышающей объемную энергию раствора, не предотвращает поступление молекул воды в глину, ее набухание и диспергирование.
Таким образом, введение в раствор только электролитов еще не предотвращает увлажнения и разупрочнения глинистой породы вследствие ее диспергирования (под воздействием электролитов в растворе) (рис.9.7 и 9.8). Для предотвращения набухания глины (за счет гидрофобизации стенок скважин) и предотвращения ее диспергирования (в результате связывания глинистых частиц) необходимо использовать полимеры резко снижающие увлажнение и разупрочнение уплотненных глин (рис.9.5 и 9.6)
Рис.9.7 Изменение влажности W% (1,2) и коэффициента разупрочнения К (3,4) уплотненных глинистых образцов под воздействием растворов СаСl2 во времени при концентрации 1;3 – 3,6%, 2;4 – 42,2%.
Рис 9.8. Изменение влажности W% (1,2) и коэффициента разупрочнения К (3,4) уплотненных глинистых образцов под воздействием растворов KCl во времени при концентрации 1;3 – 3,5%, 2;4 – 25,9%
При наличии полимеров-ингибиторов диспергирования достаточно эффективно работают и электролиты, нейтрализуя заряд глинистых частиц и еще более снижая насыщение породы водой.
Наиболее активно растворяются в воде и нейтрализуют заряд глинистых частиц, конечно , катионы электролитов поливалентных металлов с одновалентными катионами (СаСl2,MgCl2). Однако при этом не следует забывать, что такие катионы резко повышают вязкость раствора и его коагулирующую способность, увеличивают диспергирующую способность.
В соответствии с правилом Шульца-Гарди в области больших потенциалов значения порогов быстрой коагуляции (критических концентраций катионов) для катионов с зарядами (валентностями), равными 1,2 и 3 относятся как 1: : , т.е. коагулирующее действие двухвалентных катионов в 20 раз сильнее, чем коагулирующее действие одновалентных катионов, а трехвалентных катионов в 500 раз сильнее одновалентных катионов. Причем при таких концентрациях возможна полная нейтрализация частиц, агрегация и седиментация (см. часть 1, рис.5.1). Конечно коагуляцию можно предотвратить путем дополнительного введения полимеров, что еще больше повышает СНС и вязкость раствора. Для их снижения потребуется повышенное количество понизителей вязкости, рецептура усложнится, стоимость раствора возрастет, механическая скорость бурения понизится.
Более эффективны при бурении уплотненных пород для приготовления промывочных жидкостей электролиты с катионами одновалентных металлов: К+, Na+. Эти катионы слабо гидрофильны (см. часть 1, табл.5.4), подвижны, активно взаимодействуют с глинистыми частицами породы. Растворы с электролитами с одновалентными металлами не требуют сложной обработки. На стабилизацию 4-6% KCl, с учетом гидрофобизации стенок скважины достаточно 0,5% полимера. Наиболее подвижны катионы К+. На рис.9.9. показана зависимость влияния растворов электролита КСl 4% концентрации, кельцана 0,4% концентрации и комбинации 4% КСl и 0,4% кельцана. Коэффициент разупрочнения для последнего раствора составил 0,985, а увлажнение глины не превысило 0,2%.
Калиевые ингибирующие растворы получили широкое распространение за рубежом и в нашей стране, их ИУС, равный 93, имеет максимальную на сегодня величину среди всех остальных ИУС промывочных жидкостей. При использовании в качестве ингибитора СаСl2 для снижения порога коагуляции концентрацию электролита снижают в 20 раз по сравнению с концентрацией электролитов с одновалентными металлами (0,25-0,3%) или используют труднорастворимые кальциевые соли. Хлоркальциевые растворы для бурения глин не применяют. Обычно для получения полимеркальциевых растворов при бурении уплотненных глин используют труднорастворимую гашеную известь Са(ОН)2, которая позволяет создавать весьма незначительную концентрацию ионов Са2+ (в зависимости от рН раствора 0 - 0,078 %) или слаборастворимый гипс, позволяющий создавать концентрацию Са2+ до 0,07%;
Рис. 9.9. Взаимодействие биклянской глины с комбинированными растворами: 1 -1-4 % КС1; 2 - 0.4 % кельцана. 3 - 0.4 % кельцана + 4 % кельцана
Применение кальциевых растворов значительно снижает набухание и размягчение уплотненных глин, однако имеет ряд недостатков. Во-первых, при обработке глинистых растворов известью значительно повышается вязкость раствора. Во-вторых, на стенках скважин (особенно пористых пород) может образовываться толстая рыхлая глинистая корочка, способная вызывать осложнения в скважине.
Для снижения вязкости раствора и повышения термостойкости такие растворы обычно обрабатывают различными феррохромлигносульфонатами (хромовые соли являются дополнительным ингибитором).
Гипсовые растворы имеют большую термостойкость и устойчивость к сульфаткальциевой агрессии, поэтому за границей они быстро вытеснили известковые растворы.
В связи с тем, что растворимость извести и гипса в растворе хлоридов значительно выше, чем в воде, для повышении концентрации ионов Са2+ в известковый или гипсовый раствор добавляют соль КСl. Содержание ионов Са2+ в этих растворах возрастает до 0,12%. Калиево-гипсовые и калиево-известковые буровые растворы применяют, когда калиевые растворы оказываются недостаточно эффективны.