8. Понятие о процессе пептизации, химические реагенты-пептизаторы.

Пептизацией называется переход в раствор осадков, образовавшихся при коагуляции. Пептизация происходит под воздействием химических реагентов-пептизаторов. Эти реагенты адсорбируются на поверхности частиц дисперсной фазы, создают адсорбционногидратные оболочки и двойные электрические слои, которые препятствуют сближению и слипанию частиц. Происходит разукруп­нение частиц дисперсной фазы и переход их в раствор.

В качестве реагентов - пептизаторов применяют: кальцинированную соду Na₂СОз, каустическую соду NaOH, жидкое стекло Na₂SiО₃ и др.

В зависимости от концентрации эти реагенты могут оказывать различное воздействие на буровой раствор. В небольших количествах они действуют как пептизаторы, при увеличении добавки выше оптимального значения они оказывают коагулирующее действие.

Оптимальные добавки реагентов-пептизаторов следующие:

кальцинированная сода - 0,5 - 2,0 % ;

каустическая сода - 0,5 - 0,8 % ;

жидкое стекло - 2,0 - 5,0 %.

9. Основные химические процессы при производстве портландцемента.

В зависимости от геолого-технических условий для цементирования скважин используются различные типы тампонажных растворов. Наибольшее распространение имеет портландцемент. Он представляет собой смесь измельченных материалов определенного минералогического состава [4].

Основной частью смеси является клинкер. Клинкер получают обжигом известнякового и глинистого компонентов до спекания входящих в их состав ве­ществ (t≈1450º). Известняковый компонент при обжиге дает окись кальция (СаО), глинистый компонент является источником кремнезема (SiO₂), глинозе­ма (Al₂O₃) ,окиси железа (Fe₂O₃). В качестве известкового компонента используются карбонаты кальция - это известняк и мел. Наиболее чистые известняки и мел содержат до 98 % карбонатов кальция. Примесями в известняках могут быть глинистые материалы. При значи­тельном содержании глинистых примесей известняки называются мергелями. Мергель, применяемый для производства цемента, содержит известковый и глинистый компоненты в соотношениях 78 : 22.

Вредной примесью в карбонатах, применяемых для производства цементов, является карбонат магния. В расчете на окись магния его должно содержаться в сырьевой смеси не более 2 - 2,5%.

В качестве глинистого компонента чаще всего применяются каолинитовые глины. Глины содержат:

40-60% - SiO₂;

10-20% - Al₂O₃;

5-7% - Fe₂O₃;

2- 15% - СаO

Вредной примесью в глинах могут быть окислы щелочных металлов. Их содержание не должно превышать 5%. В качестве глинистого компонента могут применяться: глины, глинистые сланцы, лессы, суглинки, доменные шлаки.

Чтобы получить необходимый состав клинкера в смесь вводят корректирующие добавки. Они содержат в основном какой-либо один кислотный окисел (SiO₂ или Al₂O₃ или Fe₂O₃).

Такими добавками могут быть кремнезёмистые породы – содержат SiO₂ , бокситы – содержат Al₂O₃ , железная руда – содержит Fe₂O₃.

10. Основные функции промывочных жидкостей. Применение глинопорошков.

1. Удалять с забоя частицы разбуриваемых пород и выносить их на дневную поверхность.

2. Охлаждать и смазывать трущиеся элементы долот, забойных двигателей, бурильной колонны.

3. Укреплять (глинизировать) неустойчивые породы на стенках скважины.

4. Создавать противодавление на разбуриваемые пласты, достаточное для предотвращения поступление пластовых флюидов в скважину.

5. Удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии.

6. Передавать гидравлическую мощность от насосов к забойному двигателю (при турбинном бурении).

7. Способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в скважине.

Кроме того, буровой раствор должен обладать следующими качествами:

1. Легко освобождаться от частичек выбуренной породы в очистных устройствах.

2. Допускать проведение геофизических исследований в скважине.

3. Легко прокачиваться буровыми насосами, т. е. быть подвижным.

4. Буровой раствор не должен вызывать коррозию оборудования и бурильной колонны.

Одной из важнейших функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором в некоторых зарубежных странах ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).

Очевидно, что важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Основной функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя – обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат.

Обязательное требование к процессу промывки скважин – выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощению бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного повышения гидродинаимческого давления в скважине над гидростатическим.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и реологическими показателями раствора.

Основной показатель, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной – плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений – поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи – такой вид осложнений, который обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Важное технологическое качество бурового раствора – удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т. д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок значительно уменьшается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резца долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины.

Глинопорошки представляют собой тонкодисперсную хорошего качества глину. Критерием применимости глин для приготовления глинопорошка является минимальная плотность глинистого раствора или минимальная концентрация глинистых частиц в растворе, имеющем необходимые структурно-механические свойства и малую водоотдачу.

Пригодны такие глины, которые дают качественные растворы при концентрации твердой фазы 4-5 %. К таким глинам относятся бентонитовые глины. Параметры глинистого раствора должны быть: статическое напряжение сдвига за 1 мин. и 10 мин. покоя соответственно 30 дПа и 45 дПа, водоотдача – 8-12 см³ за 30 мин.

Возможны 3 варианта применения порошкообразных глин:

1. Как коллоидные добавки к естесственному буровому раствору, образующемуся в процессе бурения.

2. Для приготовления бурового раствора искусственным методом.

3. Как добавки к глинистому раствору приготовленному из местных карьерных глин для увеличения в нем коллоидных фракций.

Глинистый раствор из порошкообразных глин приготавливают в гидромешалках, мешалках эжекторного типа. Время приготовления раствора из порошкообразной глины значительно меньше, чем из комовой глины.