- •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
Закупоривающая способность вус
Величина раскрытия трещины, мм |
Максимальное давление насоса, МПа при продавливании ВУС с концентрацией FеСl3 |
|
0,7% |
0,9% |
|
0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 |
4,0 4,0 4,0 1,2 Выдавило Выдавило Выдавило Выдавило |
4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 2,2 Выдавило |
Для получения глобул автором разработана установка (фильер - капельница), позволяющая получать упругие глобулы в больших объемах. Скоагулированные в растворе FеСl3 глобулы ПАА обладают достаточно высокой прочностью, малой сжимаемостью и упругостью.
В результате нейтрализации заряда полимеров электролитами глобулы не взаимодействуют с буровыми растворами и не оказывают влияния на ее вязкость. Глобулярная форма ВУС позволяет оперативно (в случае поглощения промывочной жидкости) вводить его в нагнетательную магистраль насоса с помощью специального устройства (дозатора типа дробопитателя).
Закупоривающая способность глобулярной ВУС показана табл.12.7.Из таблицы 12.7 видно, что при значительно меньших, по сравнению с ВОЛ, размерах закупоривающая способность гранулированных ВУС значительно выше.
*При увеличении концентрации FеСl3 выше 1% ПАА мгновенно коагулировал с образованием крупных твердых комков, которые нельзя использовать для кольматации трещин.
Таблица 12.7
Закупоривающая способность глобулярной ВУС, диаметром 7мм,
Полученной из 3%-го раствора ПАА
Величина раскрытия трещины, мм |
Давление насоса, МПа, при концентрации FeCl3 |
||
3% |
5% |
10% |
|
1 |
5 |
5 |
5 |
2 |
4 |
5 |
5 |
3 |
1,2 |
4 |
5 |
4 |
Выдавило |
1,2 |
5 |
5 |
Выдавило |
Выдавило |
4 |
6 |
Выдавило |
Выдавило |
Выдавило |
Помимо ВУС, в ряде геологоразведочных организаций для кольматации трещин получили распространение полимерные тампонажные материалы (ПТМ), которые могут быть так же, как и ВУС, сформированы из промывочной жидкости, обработанной полимерами. В отличие от ВУС, в ПТМ полимеры за счет их "сшивки" ионами электролитов образуют пространственные термореактивные сетки, устойчивые к разрушающему действию агрессивных вод и температуры.
Существует ряд методов получения ПТМ: метод макроаналогичных превращений, метод полимеризации, метод поликонденсации и др.
Исходными полимерами могут быть эфиры целлюлозы, полисахариды, поливиниловый спирт, акриловые полимеры, в качестве "сшивающего" электролита и инициатора полимеризации (окислителя) могут использоваться, хроматы и бихроматы щелочных металлов аммония. В качестве восстановителя
окислителя: сульфит, бисульфит, гипосульфит натрия, многоатомные спирты, гидрохинон и др.
Процесс макроаналогичных превращений рассмотрен в разделе 5 п 6. Однако большим недостатком ВУС и ПТМ является высокая стоимость сырья, поэтому были продолжены поиски более дешевого материала. Хорошей закупоривающей способностью, кроме упругих наполнителей, обладают волокнистые наполнители. Исследованию подверглись отходы химволокна красноярских заводов. В табл.12.8. показаны результаты экспериментальных исследований по определению закупоривающей способности химволокна различной фракции в 7%-м глинистом растворе.
Следует отметить, что при малой концентрации и малой длине наполнителя закупоривающая способность невысока. Волокно выносится из трещины вместе с раствором. При высокой концентрации и большой длине волокна при закупоривании трещин малых размеров закупорка трещин происходит в устье щели, не проникая вглубь трещины. Поэтому при выборе наполнителя необходимо предварительно в лабораторных условиях провести экспериментальные исследования с закупоркой трещин необходимой величины.
В связи с незначительным проникновением волокна в трещины был разработан способ кольматации трещин щелочными растворами (гелями) химволокна, обладающими высокой текучестью, способными под воздействием электролитов пластовых вод или спецрастворов образовывать в трещинах волокнистую массу, обладающую высокой закупоривающей способностью.
Для определения эффективности растворов и определения оптимальной концентрации электролита были исследованы пять составов полимерщелочных растворов: ПЩР-1, ПЩР-2, ПЩР-3, ПЩР-4 и ПЩР-5 (табл.12.9).
Таблица 12.8
Закупоривающая способность 7%-го глинистого раствора с отходами химволокна
Ширина щели, мм |
Длина волокна, мм |
Давление насоса, МПа, при концентрации волокна |
|||
0,5% |
1% |
1,5% |
2% |
||
1.0 |
0.5 1.0 2.0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
2.5 |
0.5 1.0 2.0 3.0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 8,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
до 1,3 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
до1,6 |
до 4,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
3.5 |
0.5 1.0 2.0 2.0 |
до 0,4 |
до 1,6 |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 0,5 |
до 1,0 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
до 1,1 |
до 2,3 |
до 5,0 |
до 5,0 |
||
до 1,5 |
до 3,0 |
до 4,0 |
до 5,0 |
Таблица 12.9
Состав и свойства ПЩР
ПЩР |
Состав, % мас. |
Свойства |
|||||
Химволокно |
NaOH |
ВУ, с |
Θ 1/10 Па |
В, см3/30мин |
PH |
, кг/м3 |
|
ПЩР-1 |
Ацетат-5% |
10 |
24 |
3,3/3,8 |
Полная |
12,5 |
1080 |
ПЩР-2 |
Триацетат-5% |
10 |
26 |
6,5/6,5 |
Полная |
12,5 |
1070 |
ПЩР-3 |
Лавсан-5% |
10 |
15 |
0 |
Полная |
12,5 |
1080 |
ПЩР-4 |
Вискозное-5% |
10 |
180 |
41/50 |
10 |
12,5 |
1150 |
ПЩР-5 |
Нитрон-15% |
6 |
н/т |
--- |
0 |
11,8 |
1170 |
В табл.12.10 показана зависимость объема образованной “ваты” от состава и закупоривающая способность ПЩР.
Процесс закупоривания трещин в лабораторных условиях производился на вышеописанном имитаторе.
Таблица 12.10