Содержание к диссертации
Введение
Исследование разупрочнения стенок скважины в глиносодержащих породах 10
1.1. Теоретические и экспериментальные исследования 10
1.1.1. Теоретические предпосылки обеспечения стабилизации глинистых пород 10
1.1.2. Влияние напряжений на устойчивость глинистых пород 16
1.1.3. Контактные взаимодействия в гетерогенных системах 19
1.1.4. Роль гидратационных напряжений и их определение 21
1.1.5. Ингибирование глинистых пород в растворах полимеров 26
1.1.6. Разработка экспресс-метода оценки и исследования набухания глинистых пород
1.1.7. Разработка рецептуры ингибированного бурового раствора 40
1.1.8. Оценка влияния физико-химических взаимодействий на выбор типа раствора
1.1.9. Специальные методы исследований 47
1.1.10 Основы методики расчета времени устойчивости глинистых пород при бурении скважин
1.2. Практические результаты упрочнения глиносодержащих пород при бурении скважин
1.2.1. Результаты применения полимерных растворов при бурении глубоких скважин на Талинской площади
1.2.2. Анализ сравнительной эффективности применения полимерных растворов
Выводы по 1 разделу 65
Исследование влияния глиносодержащих пород на изменение свойств буровых промывочных жидкостей
2.1. Проблемы бурения скважин на подсолевые отложения (на примере 67 западного Казахстана)
2.1.1. Инженерно-геологическая характеристика переходной зоны подсолевых отложений
2.1.2. Высокоминерализованные промывочные жидкости и особенности регулирования их свойств при бурении в хемогенно- терригенных отложениях
2.1.3. Основная цель проводимых исследований 80
12. Разработка установки для определения упруго-пластично-вязких свойств буровых промывочных жидкостей
2.2.1. Взаимосвязь между упруго-пластично-вязкими и физико- химическими свойствами дисперсных систем
2.2.2. Особенности измерения деформаций структурированных систем при постоянных напряжениях
2.2.3. Конструкция реометра и методика проведения измерений 86
Исследование механических свойств суспензий конденсированных гидроксидов
2.3.1. Структурно-механический анализ гидрогелей 91
2.3.2. Изучение коагуляционных структур гидрогелей, обработанных химическими реагентами
Исследование влияния концентрационных изменений на свойства гидрогелей
2.4.1. Исследование свойств гидрогель-глинистых растворов 112
2.4.1.1. Свойства глинистых дисперсий в концентрированных рассолах
2.4.1.2. Структурно-механический анализ растворов 122
2.4.1.3. Термический анализ твердой фазы гидрогель глинистых растворов
2.4.2. Изменение свойств гидрогеля магния при утяжелении 148
2.4.3. Влияние подсолевых пород на свойства гидрогеля магния 152
Разработка способа регулирования свойств гидрогеля магния при бурении в подсолевых отложениях
2.5.1. Рекомендации по регулированию свойств гидрогеля магния 159
2.5.2. Получение и исследование ингибирующей добавки 160
2.5.2.1. Металлоорганические комплексы алюминия с угле- 162 водородами
2.5.2.2. Изучение свойств продуктов взаимодействия хлори- 165 да алюминия с нефтепродуктами
2.5.2.3. Ингибирующая добавка на основе отходов титанового производства
2.5.3. Исследование свойств раствора для бурения в подсолевых отложениях
2.5.4. Снижение реологических характеристик загущенных гидрогель-глинистых растворов
Проверка результатов лабораторных исследований в промысловых условиях
2.6.1. Анализ результатов бурения хемогенно-терригенных пород на скважине Г-3 Биикжал с использованием гидрогеля магния
2.6.2. Разжижение гидрогель-глинистых растворов при бурении в подсолевых отложениях
2.6.3. Испытания ингибирующей добавки при бурении скважин П-52 Кордаун и 2П Коктобе
Основные выводы по разделу 2 195
Герметизация заколонного пространства глубоких скважин
3.1. Теоретические основы использования волновых и вибрационных процессов при бурении неустойчивых пород и герметизации заколонного пространства
3.1.1 Постановка проблемы. Существо использования волновых и вибрационных процессов
3.1.2 Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости
3.1.3 Эффект ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах
3.2. Основные причины заколонных перетоков, пути их предупреждения в процессе первичного вскрытия и разобщения пластов
3.2.1. Влияние перетоков пластовых флюидов в заколонном пространстве на надежность эксплуатации добывающих скважин
3.2.2. Анализ результатов исследований по предупреждению перетоков пластовых флюидов по заколонному пространству
3.3. Обоснование методологии обработки проницаемых пород при первичном вскрытии
3.4. Исследование фильтрационных процессов в системе «скважина -проницаемые пласты»
3.4.1. Влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов
3.4.2. Анализ влияния различных факторов на процессы фильтратоотдачи и проникновения твердой фазы суспензий
в проницаемые породы-коллектора
3.4.3. Исследования фильтрационных свойств буровых растворов и влияния их фильтратов на коллекторские свойства продуктивных пластов
3.4.4. О необходимости регулирования свойств буровых растворов на стадии их приготовления
3.4.5. О необходимости кольматации проницаемых пород при бурении скважин
3.4.6. Экологические чистые буровые растворы, полученные по гель-технологии
3.4.7. Рецептуры полимер-коллоидного бурового раствора для разбуривания кыновских глин
3.4.8. Обоснование возможности применения отходов производства соды для получения жидкости глушения скважин и вторичного вскрытия продуктивных пластов
Выводы по 3 разделу 284
Литература
- Теоретические предпосылки обеспечения стабилизации глинистых пород
- Оценка влияния физико-химических взаимодействий на выбор типа раствора
- Высокоминерализованные промывочные жидкости и особенности регулирования их свойств при бурении в хемогенно- терригенных отложениях
- Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости
Теоретические предпосылки обеспечения стабилизации глинистых пород
Исследования ряда ученых (Ушатинский И.Н., Нестеров И.И. и др.) [1] казывают, что абсолютная пористость глинистых разностей пород с глуби-й изменяется в сторону уменьшения примерно от 80 до 10%. При этом глины пытывают интенсивное уплотнение, их начальная пористость (70-90%) сни-іется на глубине 1000 м до 22-27%, а в интервале 2000-4000 м изменяется в еделах от 15до 7-10%. Это сопровождается потерей влажности глин.
Таким образом, до глубин 1000-2000 м из глины удаляется до 70-80% сорбированной воды и здесь же происходит их основное уплотнение. Позднее осуществляется за счет сжатия из глин свободной и «рыхлосвязанной» цы. После этого интенсивность уплотнения глин, как и количество «отжи-емой » из них влаги, при дальнейшем погружении резко сокращается. Даль-йшему уплотнению препятствует более прочная лиосорбированная глини-зіми минералами вода. Последующее уменьшение пористости глин с глуби-й значительной мере объясняется более плотной упаковкой глинистых час-ц и потерей ими сорбированной влаги. При этом количество набухающих эев снижается примерно с 95% на глубинах около 1000 м, до 30-35% на глу-не 4000 м. Это приводит к сокращению в ней влаги примерно на 7-10% (мак-мальное содержание сорбированной воды в монтмориллоните достигает 12 Уо) [1].
Учитывая вышеизложенное можно предположить, что в осадочном чех-Западной Сибири и Татарстана глины до глубин 1000 м находятся на стадии звичного уплотнения, от 1000 до 2000 м — затрудненного и весьма затруд-шого уплотнения.
Глинистые отложения в верхней части разреза обладают значительной эистостью, низкой плотностью и малой механической прочностью, вследст-; чего эти породы подвержены размыву потоком циркулирующего бурового )твора. Это вызвало необходимость в разработке технологии бурения с при-нением малолитражных турбобуров, которые рассчитаны на расход 24-26 . Так в объединении Нижневартовскнефтегаз при бурении до глубины 1160 гехнико-экономические показатели таких турбобуров одинаковы с показатели, полученными для турбин 24/28-195ТЛ, а в интервале 1160-2700 м не-)лько их превосходят. При этом наблюдается более чем трехкратное сниже-г кавернозности ствола по сравнению с применением многолитражных тур-5уров, что повышает качество крепления скважин, создает возможность ис-іьзования одного бурового насоса вместо двух, приводит к снижению энер-ических затрат и сокращению потерь времени на ремонтные работы. На многих месторождениях страны преимущественно применяются ес-ственно наработанные глинистые суспензии, обрабатываемые полимерными агентами. За более чем двадцатилетний период освоения региона только за ет совершенствования рецептур растворов существенно сократилось число и [еныпилась тяжесть осложнений, повысились технико-экономические показали бурения.
В процессе совершенствования буровых растворов можно отметить два чественных этапа. На первом этапе решалась задача обеспечения стабильности (чаще на-батываемого «самозамесом») бурового раствора как дисперсной системы. шменялись естественно наработанные растворы, показатели структурно-ологических и фильтрационных свойств которых регулировали введением ЦР, неорганических полифосфатов натрия, нитролигнина, КССБ, ФХЛС.
Следующим этапом совершенствования буровых растворов и первым шом управления процессом взаимодействия раствора с глинистыми разно-ями пород явилось придание ему возможно большой инертности по отноше-ю к выбуренной породе. Началось широкое применение рецептур с добавка-[ полимерных реагентов (КМЦ) и органосиликата натрия ГКЖ-10 (11), что зволило отказаться от нитролигнина и полифосфатов [2]. Широкое промыш-нное внедрение ГКЖ-10 подтвердило его эффективность как гидрофобизато-выбуренной породы и понизителя вязкости глинистых растворов. В резуль-ге улучшается состояние стенок скважин, ограничивается содержание нефти астворе и, соответственно, повышается качество цементирования скважин за зт улучшения контакта тампонажного камня с эксплуатационной колонной и знками скважин. Однако, как следует из данных промыслового анализа, даже и бурении скважин без видимых осложнений, как правило, отмечается высо-Ї каверзность ствола в интервалах залегания глинистых разностей пород из-незначительного ингибирующего действия растворов с добавками 4Ц+ГКЖ и КССБ+ГКЖ.
В последующие годы все более широкое применение находят поли-рглинистые буровые растворы с добавками акриловых полимеров, в основе цитного действия которых лежит ряд физических и химических явлений, ізанньїх со структурой полимера, его концентрацией, а также с характером взаимодействия с дисперсионной средой и дисперсной фазой.
Используемые в буровых растворах органические полимеры - это раз-чные вещества многоцелевого назначения, которые состоят из ряда повто-ощихся и похожих групп атомов (мономеров) и являются, главным образом, единениями углерода. Органические коллоидные материалы используют в эовых растворах для снижения фильтрации, стабилизации глин, флокулиро-іия выбуренной породы, повышения несущей способности раствора, а в ряде ліаев также в качестве эмульгаторов и смазывающих добавок. Часто при їдений в раствор одного полимера изменяются несколько технологических эаметров бурового раствора.
Коллоидные свойства органических полимеров во многом определяют роль в буровых растворах. Органические полимеры зачастую обладают вы-ким сродством с водой. При низких концентрациях они образуют сильно на-хающие гели. Некоторые полимеры активно адсорбируются частицами гли-[, что обеспечивает защиту последних от флокуляции. Поэтому полимеры шли широкое применение в буровых растворах с низким содержанием твер-й фазы и недиспергирующих растворах. К числу наиболее широко исполь-гмых полимеров относятся производные целлюлозы, крахмала, полисахари-[ и т.п.
Механизм стабилизации глинистых пород стенок скважин полимерами гально еще не изучен. Широко используемые полимеры являются преимуще-зенно анионоактивными полиэлектролитами, поэтому они должны адсорби-ваться на положительно заряженных ребрах глинистых частиц. Полимерные почки, по-видимому, адсорбируются многоточечно по всей длине, связывая :тицы шлама друг с другом и образуя своеобразные «капсулы».
Об относительных достоинствах различных используемых полимеров /дно судить, так как результаты исследований большинства экспериментато-в коррелировать затруднительно, ввиду того, что методы испытания не были індартизованьї, а в опытах часто использовали различные типы глинистых род
Оценка влияния физико-химических взаимодействий на выбор типа раствора
Известны кальциевые растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти, -яжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов ще- чности специальные ингибирующие вещества-носители ионов кальция. Дейвие их заключается в предотвращении перехода выбуренной глины в натрие-гю форму, т.е. в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего шжаются гидратация и набухание сланцев. Кальциевые растворы использу-тся при разбуривании глинистых отложений и аргиллитов. В зависимости от ;агентов-носителей иона кальция эти растворы делятся на известковые, гипсо-»ie и хлоркальциевые.
Так хлоркальциевый раствор ХКР [23], содержит глинопорошок, КССБ, МЦ, СаС12, Са(ОН)2, NaOH, пеногаситель и воду. Данный раствор обладает ігибирующими свойствами по отношению к разбуриваемым глинистым эродам, которые в нем меньше гидратируют и набухают. Однако наличие в тестной рецептуре щелочи - NaOH, делает дисперсионную среду бурового іствора высокощелочной (рН 10), что может привести к пептизации пород істиц в растворе и снизить устойчивость глинистых пород стенок скважин за [ет их щелочного гидролиза. Недостатком данной рецептуры является ногокомпонентность состава раствора, что делает процесс приготовления фового раствора более трудоемким.
Для получения высокоингибированного бурового раствора было пред-)жено заменить три основных ингибирующих компонента (СаС12, Са(ОН)2, аОН) и пеногасителя в известной рецептуре хлоркальциевого раствора на щн компонент - комплексную соль. При замене в растворе сохраняется экви-шентное содержание по СаСЬ (1-2 мас.%), а в фильтрате поддерживается несходимая концентрация катионов кальция (3000-5000 мг/л). Это позволяет гучшить ингибирующий эффект при разбуривании глиносодержащих пород, жратить компонентный состав бурового раствора, улучшить технологические іраметрьі за счет уменьшения структурно-реологических показателей (Т]0о, г\, ф, т0, СНСюо), что целесообразно для обеспечения прокачиваемости бурового ютвора при циркуляции его в скважине.
Раствор приготавливают путем смешивания ингредиентов. Пример приготовления раствора для верхнего (максимального ) предела держания компонентов. Для приготовления 1000 г раствора смешивают 920г ды и 200г бентонита. Затем глинистую суспензию обрабатывают КМЦ (20г) и ХБ (70г). После получения оптимальных показателей (Т50о =25-30 с, CHCi= -24 дПа, СНСю = 30-60 дПа, В = 3-5 см3/30 мин) раствор обрабатывают ком-ексной солью (35г). Результаты исследования свойств известных и предлагаемых рецептур иведены в табл. 1.9.
Анализ данных табл. 1.9. показывает, что предлагаемый раствор облада-более простым компонентным составом, имеет более низкие значения ус-вной вязкости, СНС, реологических показателей (л, гэф, т0), а также показате-фильтрации при одинаковом содержании реагентов КМЦ и КССБ (напри-;р, у рецептуры № 4 по сравнению с известной № 2). Значение водородного іказателя для предлагаемой рецептуры изменяется в пределах 7,0-7,5, что яв-ется предпочтительным.
Рекомендуемый состав бурового раствора (рецептуры № 4 и № 5 бл.1.9.) имеет более высокую ингибирующую способность, что позволяет ре-мендовать его для промывки скважин при разбуривании высококоллоидаль-IX глинистых отложений. Это утверждение базируется на исследованиях его [гибирующих свойств, проведенных по известной методике В.Д.Городного 1]. Результаты исследований увеличения объема проб глинопорошка в раз-чных средах представлены в табл. 1.10. значения коэффициента набухания яты через 10 мин, когда произошла стабилизация процесса набухания глино-ірошка(рис.1.5.).
Из табл. 1.10. и рис. 1.5. следует что коэффициент набухания в среде дного раствора СаС12 (1,8%) уменьшился, по сравнению с набуханием в дис-ллированной воде, на 31,3%; в водном растворе комплексной соли (3,5%), держащем эквивалентное расчетное количество по СаС12, на 44,8%; в среде инистого раствора, содержащего 8% бентонита и 3,5 комплексной соли - на ,8%.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что ингибирующие ойства предлагаемого бурового раствора почти в два раза превышают анало-чные свойства известного хлоркальциевого раствора. При этом за счет применил реагента, получаемого из промышленных отходов содового производ-ва, существенно снижаются производственные затраты на приготовление бурого раствора.
Применение предлагаемой рецептуры бурового раствора способствует ачительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых гиллитоподобных отложений.
Уменьшение гидратации и набухания глинистых отложений достигается тем повышения игибирующих свойств данной рецептуры бурового раствора. мплексная соль изготовляется из промышленных отходов содового произ-дства, поэтому применение ее в качестве бурового раствора позволяет :енынить себестоимость ингибированного бурового раствора, что особенно гуально в условиях дефицита серийного хлорида кальция. Использование едлагаемой рецептуры с меньшим компонентным составом в сравнении с ототипом делает приготовление бурового раствора более технологичным и нее трудоемким.
Проникновение фильтрата раствора или его компонентов в породу MOST осуществляться не только по поровым каналам, микротрещинам и дефек-vi структуры, но и за счет диффузии вещества среды в кристаллическую ре-;тку составляющих ее минералов. Величина адсорбционного развития де- рмации и понижения прочности зависит от интенсивности и времени дейст-я напряжений
Высокоминерализованные промывочные жидкости и особенности регулирования их свойств при бурении в хемогенно- терригенных отложениях
Породы подсолевого комплекса, приуроченного к нижнепермским и ка-гнноугольным отложениям, к настоящему времени вскрыты на большинстве ізведуемьгх структур региона. Глубина залегания их кровлей, находящейся в чпурском ярусе нижнепермской толщи, увеличивается от северной бортовой »ны (3200- 3400 м) к юго-восточной (4500- 4800 м). Наиболее крупные из изустных структур (Биикжал, Сарыкул, Жанасау и др.) вскрыты в юго-восточной не. Общая мощность осадочного чехла по геофизическим оценкам здесь дос-ггает 10 тыс.м.
В инженерно-геологическом отношении наиболее изучен район Вникала, где по сейсмическим данным выделяют Западную, Северную и Восточно локальные структуры, минимальная глубина свода поднятия которых по мкнутой изогипсе составляет 4900 м. По данным анализов кернового, шламо- го и промыслово-геофизических исследований в интервале 4520- -6028 м Би-сжальской структуры выделено 7 толщ [29]: аргиллитово-песчаниковая, ар-шлитовая, карбонатная, карбонатно-аргиллитовая, песчано-гравелитовая, мер-льно-гравелитовая и соленосно-ангидритовая. Кровля подсолевых отложений :бивается по реперу на глубине 5090 м.
Карбонатно-аргиллитовая толща (4960- -5077 м) представлена переслаи-іющимися аргиллитами и мергелями, реже известняками, доломитами, алев-шитами. Доминирующее значение в разрезе имеют аргиллиты, мощность пла-юв которых достигает 10- 15 м. Выше этой толщины залегают не очень плот- іе аргиллиты, содержащие прослои алевролитов и песчаников.
Песчано-гравелитовая толща (4880 -4960 м). Сложена чередующимися іастами гравелитов, песчаников, конгломератов, разделенных аргиллитами и [инистыми алевролитами.
Мергельно-аргиллитовая толща (4766 -4880 м) сложена переслаиваю-имися хлорито-гидрослюдистыми аргиллитами, мергелями, алевролитами и шомитовыми мергелями.
Соленосно-ангидритовая толща (4510- -4766 м) представлена ангидрита-и с прослоями глинистых пород небольшой мощности.
Геофизическими исследованиями и данными бурения в нижнепермских каменноугольных отложений Биикжальской скважины СГ-2 (4980- 6028 м) їтановлено существование запечатывающего барьера со значительным содер-анием органических остатков (табл.2.1).
По данным электрометрии на этой скважине выделена переходная от со-шых к подсолевым отложениям зона (5110- 5300 м) с участками глинистых эрод. Наличие ее подтверждается также данными плотностного и акустиче-:ого каротажа (плотность глин уменьшается, а пористость их увеличивается). тбор керна в этой зоне крайне ограничен (выход его составляет 5-Н0%) и ин-ормацию о ней получают, основываясь на геофизических данных, результатах хледования буровых характеристик пород, промывочной жидкости и шлама. ереходная зона в некоторых случаях имеет протяженность в несколько сотен етров и при чередовании солей с терригенными породами последнее часто лполняют функцию «разгружающего свода».
Аномально-высокие пластовые давления в переходной зоне площадей шадного Казахстана установлены в Биикжальской структуре. Для этой зоны, :ложненной АВПД, было характерно увеличение механической скорости про-эдки в два раза и более [30]. В Южно-Эмбенской зоне встречены незначитель-ые соленосные отложения без АВПД. Геологической особенностью Каратон- ой и Прорвинско-Акнагульской зоны являются сокращение мощности ниж-гй перми, которая представлена глинистыми породами.
Анализ пород подсолевых отложений Кенкиякской структуры, прове-гнный Бакировым К.Х. (КазНИГРИ) и Подгорновым В.М. (РГУ нефти и газа м.Губкина И.М.) на основе выборочных исследований керна скважин П-89 1502-4506), Г-94 (3893,5-3899,9) и Г-99 (3805-3811 м), показал, что они пред-гавлены непроницаемыми песчаниками и известняком. Самая высокая порис-зсть этих песчаников составила 8,8%, известняков - 4,75%.
Более подробно изучен керновый материал со скважины № 3 Шубар-удук [31]. Керн здесь представлен хлорито-гидрослюдистым аргиллитом и певролитом. В нем отмечаются повышенное содержание органического веще-гва, равномерно рассеянного по всей породе, и карбонатов в виде прожилок альцита. Текстура однородная, массивная. В водной вытяжке (0,025 кг породы 0,510"3 м3 воды) содержалось Са2+ - 7,142 кг/м3. Влажность кернов 50-КЮ кг/м3.
Проведенные при нашем участии исследования кернового, шламового атериалов по методике [32], результаты промысловой геофизики по скважи-ам СГ-2 Биикжал и Г-3 Биикжал также подтвердили, что переходная зона в ападном Казахстане представлена засолоненными аргиллитами с прослоями япсо-ангидритов и песчаников. Изучение образцов керна, отобранных в пере-одной зоне скважин № 3 Шубар-Кудук, СГ-2 и Г-3 Биикжал показали, что они, і исключением одного образца с глубины 5213-5216 скважины № 3, относятся аргиллитам с достаточно высоким содержанием (100-К300 кг/м ) фракции ме-ее 2-Ю"6 м. Причем содержание фракции (менее 2 10"5 м) в образцах составля-г в среднем 500 кг/м . Образец (5213-5216 м) представляет собой ангидритово-арбонатную породу с малым содержанием (14 кг/м3) тонких фракций габл.2.2).
С точки зрения сохранения свойств раствора такая характеристика от-іжений является неблагоприятной, т.к. наличие тонкодисперсной фракции в ком количестве прежде всего характеризует активность породы при взаимо-йствии ее с промывочной жидкостью. Положение усугубляется наличием юслоек белёсых глин с малой степенью литификации и содержащей несце-;нтированный песчаный материал. Воздушно-сухие образцы этих глин слабо бухают и очень быстро размокают в дистиллированной воде и растворах ектролитов.
Результаты расшифровки дифрактограмм (рис.2.1.), приведенные в бл.2.3., показывают, что тонкие фракции образцов 2-Ю"6 м, выделенные из рнов подсолевых отложений площади Шубар-Кудук, представляют собой в новном смешанно-слоистые иллит-монтмориллонит-хлоритовые образования упорядоченной и неупорядоченной структурой и содержат также тонкодис-рсный кварц, полевые шпаты и слюиды.
Наличие кварца в предколлоидной и коллоидной фракциях, являющего-очень устойчивым минералом, даже в небольших количествах (его содержаe доходит до 20-30 кг/м3) может существенно отражаться на свойствах бурого раствора.
Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости
При использовании растворов с конденсированной твердой фазой при-одится иметь дело с предельно минерализованными системами, когда концен-эации тех или иных солей в них доводятся до насыщения. Ранее [55, 62, 82, 85 др.] при исследовании этих промывочных жидкостей основное внимание уде-ялось вопросам подбора стабилизаторов и изучению поведения различных имических реагентов при воздействии электролитов. В меньшей степени ис-педовались вопросы, связанные с рассмотрением свойств исходных систем тина — раствор электролита. Совсем мало работ посвящено изучению свойств ястем глина - насыщенный раствор электролита.
С целью восполнения этого пробела нами были поставлены опыты по зучению реологических и седиментационных характеристик дисперсий бенто-ита в насыщенных растворах наиболее распространенных в бурении солей и х композиций, а также иодида кадмия, который в водных растворах находится виде аутокомплексных соединений. Этим можно объяснить аномальное пове-ение иодида кадмия от других применяемых солей.
На рис.2.8. приведены зависимости динамического напряжения сдвига и ластической вязкости суспензий от концентрации глины. При введении в наущенные растворы КС1, NaCl, MgCl2, CdJ2, FeS04, MgCl2 и KC1, CdJ2 и MgCl2 динаковых количеств глины получаются суспензии с различными значениями і и гпл. Совместная минерализация глинистых суспензий солями MgCl2 и КС1 казывает на близкий к аддитивному характер их действия. Например, введене 200 кг/м3 бентонита в насыщенные раствор MgCl2 образует структуру с т0 5,0, а введение в насыщенный по КС1 - 17,5 Па. Следовательно, если концен-эация солей в смеси MgCl2 и КС1 находится в области, приводящей к коагуля ционному упрочнению структуры, то одновременное действие их должно, видимо, привести к упрочнению структуры, что хорошо согласуется с экспериментальными данными. Глинистые суспензии, полученные в насыщенном растворе MgCl2 с добавками CdJ2, имеют наименьшие значения т0 при относительно высоких значениях гпл. Объяснить это, вероятно, можно тем, что концентрация насыщенного по MgCl2 раствора вызывает упрочнение структуры, а концентрации соли CdJ2 дает разжижение структуры.
Общим для всех рассмотренных (рис.2.9. - 2.15.) суспензий является то, что повышение концентрации глины приводит к росту статического напряжения сдвига. Малые концентрации твердой фазы создают слабые структуры, у которых, как мы увидим ниже, облегчены пластические деформации из-за отсутствия прочного пространственного каркаса. На реограммах это отражается кривыми с хорошо развитыми участками ползучести, которые плавно переходят через небольшой максимум или без него в пластическое течение. По мере повышения концентрации глины характер разрушения меняется. Реограммы суспензий, содержащих Mg , при разрушении проявляют пластические свойства в наибольшей степени. Пластифицирование структур проявляется за счет большей гидратированности иона магния, который способен удерживать до 12 молекул воды. В противоположность магнию калий повышает хрупкость структуры (рис. 2.10.). Реограммы суспензий глин, приготовленных из насыщенных по КС1 раствора (рис. 2.10.), характеризуются значительной величиной скачка между максимальным напряжением сдвига и значением, которое устанавливается после разрушения структуры. В результате катионного обмена калий адсорбируется на глине и способствует прочному удержанию связанной воды на поверхности частиц, по наиболее гидрофобным участкам происходит хрупкое разрушение структуры. Одновременное действие MgCl2 и КС1, CdJ2 и MgCl2 показано на рис. 2.12. и 2.15. Из рис. 2.11. следует, что суспензия на основе насыщенного раствора MgCl2 с содержанием 276 кг/м бентонита имеет СНСi=13, суспензия на основе MgCl2 с добавление КС1 и содержащая 200 кг/м3 глины (рис. 2.12.) СНС]=25 Па. Введение CdJ2 вместо КО вызывает снижение напряжения сдвига (рис. 2.15.).
Причиной различного поведения водных дисперсий бентонита, насыщенных этими электролитами, является, видимо, также изменение активности поверхности частиц глины.
На рис. 2.16. представлены реологические свойства суспензий с 276 кг/м бентонита, приготовленных из растворов, насыщенных по КС1 с добавлением различного количества MgCl2. Эти данные показывают, что введение MgCl2 приводит к росту Лпл и незначительному увеличению т0. Для этих суспензий получено аномальное повышение СНС і с 14 (без добавления MgCl2) до 30 Па (Mg2+= 1,92 + 7,24 кг/м3).
Взаимодействие предельно минерализованных водных растворов с гли-тами имеет ряд особенностей. Добавление электролита приводит к дегидрата-дии поверхности частиц прогидратированной глины, что способствует структу-эообразованию при некоторой оптимальной концентрации твердой фазы. При 5олее высоких концентрациях электролита дегидратация идет по всей поверх-тости частиц и вследствие полной коагуляции структура не образуется [60], так ак исчезает потенциальный барьер. В глинистых суспензиях адсорбционное юнижение прочности сил сцепления в контактах часто приводит к сильному снижению прочности структуры и повышению текучести при той же концен-грации глины. Графически это можно проследить на рис.2.19.
Из анализа литературных данных по изучению влияния различных солей та свойства глин видно, что они существенно изменяются в зависимости от ти-та соли. Радиусы гидратированных катионов и плотность их заряда влияют на щсорбционную способность. При одинаковой валентности наибольшую способность адсорбироваться проявляют ионы с большим радиусом. Причина это- о заключается в поляризуемости и меньшей их гидратации. Среди ионов особую адсорбируемость проявляют ЕҐ и ОН", поливалентные ионы адсорбируются лучше одновалентных. От природы поглощенного катиона зависят физические свойства глинистой суспензии.
Далее оценивалось действие различных насыщенных растворов солей на распределение частиц предварительно гидратированного саригюхского бенто-тита (рис. 2.20.). в табл. 2.23. приведены радиусы катионов и плотности зарядов та их поверхности.
Основной объем исследований настоящего раздела был проведен на -идрогелях магния, содержащих 264 кг/м галита, 100 кг/м хлорида магния и Ю кг/м гидроксида натрия, в которые вводили предварительно гидратирован-іьіе или сарипохский бентонит или глуховецкий каолин, имеющие различный зазмер частиц: 105-Ю-6; (105-125 10"6; (125-149 10"6; (149-177 10"6; (177- 50 10"6; (250-1000) »10"6; (1000-2000) «10 6м. Фракции этих глин получали :итовым методом [81]. В ряде опытов для проверки выявленных закономерностей использовали идрогели цинка, железа и алюминия.
Введение глин в необработанный или обработанный органическим реа-ентом гидрогель магния позволяет проследить закономерность, связанную со снижением вязкостных и прочностных характеристик при введении инородных [астиц (табл. 2.24.).
Из табл. 2.24. также видно, что добавление в нестабилизированный рас--вор 350 кг/м бентонита снижает рН с 7,05 до 7,02, а каолина - с 7,06 до 7,00. /меныпение величины рН является следствием замещения ионов водорода обменной емкости глины и перехода их в дисперсионную среду. Такой обмен тановится возможным вследствие высокой концентрации катионов натрия и іагния [89]. Суточный отстой по мере добавления глины в раствор увеличивайся и лишь при высоких концентрациях несколько снижается.
Из рис. 2.21. видно, что по характеру изменения технологических войств раствора, стабилизированного 20 кг/м3 КМЦ-600, от концентрации лины с частицами размером (125-149)»10"6 м можно также выделить области разжижения и загустевания. Структурно-механические свойства раствора при ведении каолина выше, чем для бентонита.
Незначительное снижение водоотдачи в обработанных гидрогелях магия при введении глин обусловлено образованием полиминеральной фильтра-[ионной корки, обладающей вследствие различия в геометрии частиц глин и ксихлоридов меньшей проницаемостью. Это подтвердило исследования, проеденные в МИНХиГП им.Губкина И.М. Ахмадеевым Р.Г. и Михеевой Н.М. 31].
