- •Очистные агенты
- •В. И. Зварыгин
- •Часть 1
- •Глава 1 структура промывочных жидкостей
- •Структура воды
- •Структура промывочной жидкости
- •1.3. Приборы для определения прочности структуры промывочных жидкостей
- •1.4. Вязкость промывочных жидкостей
- •1.6. Стабильность бурового раствора
- •1.5. Приборы для замера вязкости
- •1.7. Водоотдача. Приборы для определения водоотдачи
- •1.8. Показатель фильтрации. Приборы для определения показателя фильтрации
- •1.9. Плотность промывочной жидкости. Приборы для определения плотности.
- •Глава 2
- •2.1. Структурообразователи
- •2.2. Структурирование глинистых растворов
- •Структурирование промывочной жидкости за счет диспергирования тердой фазы .
- •2.3. Технические средства для приготовления глинистых растворов
- •2.4. Технические средства для очистки промывочной жидкости
- •Принцип выбора и регулирования промывочнолй жидкости
- •Глава 3 полимеры и полимерные промывочные жидкости
- •3.1. Полимеры – структурообразователи
- •Состав древесины
- •3.2Свойства и функции полимеров
- •3.2. Активация полимеров
- •3.3 Свойства и функции полимеров.
- •3.4 Активация твердой фазы полимерами
- •3.5. Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
- •3.6 Полимерные растворы
- •3.7Технические средства для приготовления полимерных растворов
- •Глава 4 растворы электролитов
- •4.1. Общие сведения об электролитах, применяемых при бурении скважин
- •Теплота растворения электролитов
- •4.2. Электролиты в роли структурообразователя
- •4.3Роль электролитов
- •Глава 5 эмульсионные промывочные жидкости
- •5.1. Гидрофильные эмульсионные растворы
- •Эмульсионные жидкости-виброгасители
- •5.2. Гидрофобные эмульсии 2го рода
- •Параметры, характеризующие качество эибр:
- •Параметры, характеризующие качество виэр:
- •Составы и свойства тиэр
- •Оптимальные составы утяжеленных тиэр
- •Параметры, характеризующие устойчивость эмульсии, для тиэр:
- •5.3. Технические средства для приготовления эмульсионных промывочных жидкостей
- •Техническая характеристика установки уэм-5
- •Техническая характеристика установки уэм-5
- •Техническая характеристика станции пэс – 2
- •Глава 6 газообразные агенты
- •6.1. Общие понятия. Область применения. Достоинства
- •6.2. Бурение скважин с продувкой сжатым воздухом
- •Оптимальные концентрации пенообразующих пав в зависимости от минерализации пластовой воды
- •6.3. Технические средства для охлаждения и осушения воздуха
- •Техническая характеристика блока осушки завода Курганхиммаш
- •Результаты производственных испытаний осушающе-охлаждающего агрегата
- •6.4 Очистка воздуха от шлама.
- •Глава 7 газожидкостные смеси.
- •7.1 Общие сведения . Область применения
- •7.2. Параметры, характеризующие свойства гжс
- •7.3Пенообразователи . Регулирование свойств гжс
- •7.4. Технические средства получения и нагнетания газожидкостных смесей
- •Характеристики кду на базе насосов 11гр и нб4-320/63
- •Заключение
- •Часть II. Стабилизация неустойчивых стенок скважин. Задачами второй части исследований являются:
- •Глава8.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.
- •Глава9. 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
- •Глава10. 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.
- •11.2. Влияние технологических параметров бурения на раскрытие трещин
- •11.3. Влияние гидродинамического давления на раскрытие трещин
- •11.4. Промывочные жидкости. Механизм их действия. Анализ эффективности.
- •Глава12. 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
- •Глава 13 промывочные жидкости для бурения соленосных отложений
- •13.1. Осложнения при бурении соленосных отложений
- •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
- •Размывание хемогенных пород
- •Зависимость скорости и константы растворения соли от скорости потока
- •13.2 Анализ влияния различных компонентов промывочной жидкости на растворяющую способность раствора
- •Скорость растворений галита в глинистом растворе, м/с10-7
- •Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
- •Из анализа результатов следует:
- •13.3 Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
- •Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
- •13.4 Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений
- •Скорость растворения галита в циркулирующих растворах
- •13.5 Силикатные растворы
- •Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов
- •13.6Лигниноглинистые растворы
- •Заключение
- •Библиографический список к первой части
- •Часть I. Теоретические основы структурирования промывочных жидкостей 2
- •Глава 1 Структура промывочных жидкостей …………………………………..2
Скорость растворений галита в глинистом растворе, м/с10-7
(емкость сосуда 0,5л)
-
Время растворения, с
Концентрация глины, %
3%
5%
7%
612
1188
1800
3600
540
7200
64800
72000
2,5
2,5
2,4
1,6
1,5
1,4
0,3
,3
2,5
2,4
2,4
1,6
1,5
1,3
0,2
0,2
2,1
2,1
2,1
1,3
1,2
1,1
0,2
0,2
Таблица 13.5
Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
Время растворения, с |
Концентрация глины, % |
|||
0 |
3% |
5% |
7% |
|
3600 7200 10800 14400 |
4,7 4,7 4,7 4,7 |
2,55 2,55 2,45 2,38 |
2,30 2,30 2,27 2,27 |
2,15 2,11 2,11 2,08 |
Из анализа результатов следует:
1. Скорость растворения соли в малоглинистых растворах более чем в 2 раза ниже скорости растворения соли в чистой воде.
2. В неподвижной жидкости в контакте с образцом концентрируются ионы соли, что с течением времени снижает скорость растворения (через 20 часов скорость растворения снижается почти в 10 раз).
3. Наибольший темп снижения скорости растворения галита наблюдается при концентрации глины от 0 до 3 %. При дальнейшем увеличении концентрации глины скорость растворения изменяется незначительно.
Скорость растворения галита в растворах полимеров ПАА и KMЦ 600 показана в табл.13.6.
Таблица 13.6
Скорость растворения галита в растворах полимеров, м/с10-7
Полимер |
Концентрация полимера, % |
|||||
0 |
0,5 |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
|
ПАА КМЦ 600 |
4,7 4,7 |
2,4 3,8 |
2,2 3,5 |
2,0 3,4 |
2,0 3,2 |
1,9 3,0 |
Подобно глинистым растворам наибольший темп снижения скорости растворения галита наблюдается при малой концентрации. С увеличением концентрации (выше 0,5 %) скорость растворения галита мало зависит от концентрации полимера
.
13.3 Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
Основным свойством промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений должна быть малая растворяющая способность, которой достигают за счет насыщения бурового раствора солью и введения гидрофобной (неполярной) жидкости (нефти или дизтоплива). В зависимости от содержания нефти в растворе промывочные жидкости принято делить на соленасыщенные с добавками нефти (при малом содержании нефти) и растворы на нефтяной основе (при высокой концентрации нефти 45 % и более), стабилизированные эмульгаторами.
В качестве структурообразователя обычно используют активированную щелочами солестойкую палыгорскитовую глину (необработанный глинистый и соленасыщенный раствор) или стабилизированную полимерами высококоллоидальную глину, также активированную щелочами, реже конденсированную твердую фазу (гидрогели, солегели, высоленные лигносульфонаты), стабилизированную полимерами.
За границей (в Германии, Франции), в ряде геологоразведочных экспедиции России применяют неструктурированные (твердой фазой) полимерсолевые растворы, активированные щелочью. Такие растворы (табл.13.7, позиция 1) обладают малой вязкостью и малым СНС, что способствует повышению технико - экономических показателей бурения в солевом комплексе.
Необработанный глинистый соленасыщенный раствор (табл.13.7, позиция 2) применяют для бурения галита без. пропластков терригенных отложений. В качестве твердой фазы он содержит солестойкую глину (каолинит, палыгорскит), активированную щелочью (NаОН, Nа2СОз).
В качестве гидрофобизирующей добавки - 8-10 % нефти. Соль (галит) вводят до полного насыщения раствора.
Стабилизированный соленасыщенный раствор (табл.13.7, позиция 3) применяют при бурении соленосных отложений галита с пропластками глинистых пород. От необработанного раствора отличается наличием полимеров-стабилизаторов глинистой фазы: крахмала, КМЦ, ПАА и разжижителей - лигносульфонатов: ССБ, ФХЛС, КССБ для снижения вязкости раствора повышающейся вследствие поступления глины в раствор в процессе бурения терригенных пород.
Наиболее эффективными буровыми растворами для бурения соленосных отложении являются растворы на нефтяной основе (РНО): высококонцентрированные инвертные эмульсии (ВИЭР) и известково-битумные растворы (ИБР).
Таблица 13.7