Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ состояния вопроса и постановка задач исследований для бурения скважин в условиях повышенных температур 9
1.1 Анализ буровых растворов для строительства скважин в условиях повышенных температур и их недостатки 9
1.1.1 Буровые растворы на водной основе 11
1.1.2 Буровые растворы на углеводородной основе 19
1.2 Постановка цели и задач исследования 31
ГЛАВА 2 Выбор дисперсионной среды для буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе, методика проведения исследований 33
2.1 Формирование структуры буровых растворов на спиртовой основе... 33
2.2 Формирование свойств буровых растворов на углеводородной основе 40
2.3 Выбор дисперсионной среды для буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе 2.4 Методы проведения исследований
2.4.1 Материалы, применяемые для проведения исследований свойств буровых растворов 52
2.4.2 Стандартные параметры промывочной жидкости 54
2.4.3 Средства измерений и их назначение 55
2.4.4 Методика обработки экспериментальных данных 59
Выводы по главе 2 63
ГЛАВА 3 Разработка буровых растворов на спиртовой основе и методов управления их технологическими свойствами 64
3.1 Исследование и разработка бурового раствора на спиртовой основе.. 64
3.2. Классификация глинистых пород для выбора буровых растворов 73
3.2.1 Разработка бурового раствора на спиртовой основе для бурения скважин в неустойчивых глинистых отложениях 83
3.2.2 Разработка термостойкого раствора на основе аминоспиртов 94
Выводы по главе 3 95
ГЛАВА 4 Разработка буровых растворов на углеводородной основе и методов управления их технологическими свойствами 97
4.1. Выбор компонентов для получения бурового раствора на углеводородной основе 97
4.2 Экспериментальные исследования технологии получения бурового раствора на углеводородной основе 100
4.3 Экспериментальные исследования методов управления свойствами буровых растворов на углеводородной основе 103
4.4 Управление плотностью бурового раствора на углеводородной основе 123
4.5 Исследование влияния температуры на технологические показатели бурового раствора на углеводородной основе 124
Выводы по главе 4 127
ГЛАВА 5 Опытно-промышленное внедрение и оценка эффективности применения разработанного бурового раствора 129
5.1 Промысловые испытания бурового раствора на скважине №2062 АГКМ 129
5.2 Анализ эффективности применения разработанного бурового раствора на скважине №2062 АГКМ 133
5.3 Оценка экономической эффективности применения разработанного бурового раствора 136
Выводы по главе 5 141
Заключение 142
Список литературы
- Буровые растворы на водной основе
- Выбор дисперсионной среды для буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе
- Классификация глинистых пород для выбора буровых растворов
- Экспериментальные исследования методов управления свойствами буровых растворов на углеводородной основе
Введение к работе
Актуальность темы: Развитие нефтегазовой
промышленности, наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России и необходимые поступления в бюджет, должны сопровождаться ростом объемов буровых работ.
Одним из важных направлений повышения качества строительства скважин является использование эффективных составов буровых растворов с целью предотвращения технологических осложнений и снижения затрат в процессе бурения скважин.
Строительство глубоких скважин в сложных горногеологических условиях, обусловленных чередованием неустойчивых глинистых и солевых отложений, наличием зон аномальных пластовых давлений, повышенных температур, большими глубинами залегания углеводородного сырья, сопряжено с возникновением осложнений, связанных с проблемами управления свойствами буровых растворов. Большинство осложнений и аварий связано с нестабильностью буровых растворов на водной основе при бурении в условиях повышенных температур, которые увеличивают затраты на строительство скважин.
Строительство скважин в Прикаспийской впадине, в частности, на Астраханском ГКМ, осуществляется в сложных горногеологических условиях, характеризующихся наличием в разрезе надсолевого, солевого и подсолевого комплексов, неустойчивых глинистых пород, пластов с аномально высокими давлениями, повышенных температур и агрессивных флюидов (сероводород, двуокись углерода, рапа).
Осложнения в виде вывалов, осыпей и обвалов стенок скважин в глинистых отложениях надсолевого комплекса Астраханского ГКМ наблюдаются практически повсеместно при бурении скважин в «мульдовой» зоне. Эффективность используемых растворов невысока, и они не решают существующих проблем.
Повышение качества строительства скважин, предотвращение технологических осложнений в процессе бурения в условиях
повышенных температур (до 1500С) и в неустойчивых глинистых отложениях возможно за счет использования новых составов буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе, и способов управления их свойствами. Поэтому разработка новых составов буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе, которые обеспечат качественное строительство скважин в этих условиях, представляется весьма актуальной задачей.
Актуальность темы подтверждается выполнением НИР по договорам с ОАО «Газпром» № 1117-08-1 от 17.07.2008 г. и № 26520750-11-1 от 30.08.2012 г.
Целью работы является повышение эффективности бурения скважин в условиях повышенных температур, а также в неустойчивых глинистых отложениях.
Идея работы заключается в создании новых составов буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в осложненных условиях.
Задачи исследований:
-
Анализ существующих буровых растворов на водной и углеводородной основе для бурения скважин в условиях повышенных температур.
-
Исследование влияния повышенных температур и различных солей на технологические показатели буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе.
-
Оценка влияния компонентов буровых растворов на процессы взаимодействия с образцами неустойчивых глинистых пород.
-
Разработка составов буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе, методов управления их свойствами и технологию приготовления.
-
Внедрение разработанных буровых растворов и технологий управления их свойствами при проводке глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях.
Методика исследований включает в себя комплекс аналитических и экспериментальных исследований по изучению физико-химических процессов, происходящих в буровых растворах
на синтетической основе, а также при их взаимодействии с неустойчивыми глинистыми породами.
Научная новизна работы заключается в установлении зависимости технологических показателей буровых растворов от концентрации многоатомных спиртов, влиянии полярных соединений на технологические показатели буровых растворов на углеводородной основе и обосновании технологии управления свойствами буровых растворов в условиях повышенных температур и в неустойчивых глинистых отложениях.
Защищаемые научные положения:
-
-
Разработанные составы буровых растворов с использованием многоатомных спиртов и на углеводородной основе позволяют осуществлять бурение скважин при повышенных температурах (до 1500С) и в неустойчивых глинистых отложениях.
-
Управление технологическими показателями бурового раствора на углеводородной основе обеспечивается путем ввода полярных соединений - воды (5-7%), электролитов (2-40%), многоатомных спиртов (1-3%) и поверхностно-активных веществ (510%).
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, выполненных на современном сертифицированном оборудовании, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.
Практическая значимость:
разработаны составы буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в условиях повышенных температур;
разработаны способы управления технологическими показателями буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе;
разработаны составы буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в неустойчивых глинистых отложениях;
разработан ведомственный документ ОАО «Газпром» Р Газпром 2-3.2-388-2009 «Управление свойствами дисперсионной среды буровых растворов при строительстве скважин в солевых отложениях, присутствии сероводорода и повышенных температур»;
по результатам промысловых испытаний бурового раствора на скв№2062 Астраханского ГКМ обеспечено сохранение устойчивости ствола скважины в интервале неустойчивых глинисто- аргиллитовых отложений. Экономический эффект от использования бурового раствора составил 27 миллионов рублей.
Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на научно-технической конференции молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, 2008г.); на техническом совещании в ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз» (Ноябрьск, 2009г.); на XV Международной научно-практической конференции (Суздаль, 2011г.); на XVI Международной научно-практической конференции (Суздаль, 2012 г.); на Международной конференции «Буровая Химия 2012» (Москва, 2012 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликована 21 печатная работа, из них 9 в журналах, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России, получено 8 патентов.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 112 наименований. Материал диссертации изложен на 154 страницах, включает 26 таблиц, 23 рисунка и 1 приложение.
Буровые растворы на водной основе
Химическая обработка растворов имеет важнейшее значение в технологии их приготовления и применения. От правильного выбора материалов и реагентов-стабилизаторов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит его термостойкость. Буровые растворы условно можно разделить на растворы, стабилизированные полисахаридами, лигносульфонатами, акриловыми полимерами и гуматными реагентами. Поэтому рассмотрим термостойкость буровых растворов на основе этих стабилизаторов.
Буровые растворы на основе полисахаридов. В последние годы, считается, что лучшей основой для буровых растворов служат реагенты полисахаридной природы - производные целлюлозы и крахмала. Считается, что термостойкость таких буровых растворов зависит от степени полимеризации стабилизатора. Чем выше степень полимеризации стабилизатора, тем выше его термостойкость.
Так, буровые растворы, стабилизированные крахмалом, применяются для бурения скважин в глинистых и солевых отложениях. Крахмал в составе раствора эффективно снижает показатель фильтрации как слабо-, так и сильноминерализованных буровых растворов, содержащих различные катионы, в том числе и соли таких поливалентных катионов, как кальций, магний, алюминий [4, 7, 24, 32, 36, 52, 53].
Недостаток таких растворов — относительно низкая термостойкость. При температуре 80-90С, крахмал в растворе гидролизуется с образованием низкомолекулярных веществ, что приводит к потере стабилизирующих свойств. При температуре забоя выше 90С становится трудно стабилизировать крахмальным реагентом буровые растворы, насыщенные хлоридом натрия, на длительный период (до 5 сут.), например, для проведения геофизических исследований.
Известно, применение буровых растворов на основе биополимеров. Практическая ценность биополимеров определяется, прежде всего, их способностью в малых концентрациях (от десятых до сотых долей процента) резко изменять реологические свойства водных систем: повышать вязкость, образовывать гели, служить стабилизаторами суспензий и эмульсий.
Считается, что буровые растворы на основе биополимеров значительно более термостойки и обычно сохраняют высокую вязкость при температурах 80-100 С, устойчивы к действию высокого содержания ионов кальция и магния. Биополимер в составе раствора, адсорбируясь на глинистых частицах и повышая вязкость среды, замедляет их гидратацию и переход в раствор.
Ключевым компонентом биополимерного раствора является бактериальный полисахарид микробного происхождения - ксантановая смола. В результате воздействия микроорганизмов получается чрезвычайно сложная полимерная структура с очень высокой молекулярной массой. Недостатком биополимеров является сложность технологии их получения и стоимость, что ограничивает их применение, а так же низкая ингибирующая способность к неустойчивым глинистым отложениям.
Для химической обработки буровых растворов при бурении скважин с повышенными температурами на забое скважины находят применение высоковязкие марки КМЦ или продукты синтеза эфиров целлюлозы (ПАЦ, КМОЭЦ и др.) в присутствии ингибиторов термической деструкции.
Например, буровые растворы на основе КМЦ различных марок (до 2,5%), имеют небольшую термостойкость, поскольку гидроксильные группы КМЦ являются адсорбционно-активными, и адсорбция на глине обусловлена возникновением водородных связей между гидроксильными группами КМЦ и глины (придающими ей отрицательный заряд), что подтверждается частичной десорбцией КМЦ при промывке глины водой [4, 7, 8, 24, 25, 53].
Недостатком буровых растворов, стабилизированных КМЦ и другими эфирами целлюлозы, является то, что при нагревании они претерпевают термоокислительную деструкцию. Снижение молекулярной массы макромолекул КМЦ обусловливает понижение стабилизирующих свойств реагента. Деструкция макромолекул КМЦ в присутствии кислорода протекает в основном по механизму радикально-цепной реакции. Не исключена возможность и других взаимосвязанных и взаимоускоряющих реакций, например термической деструкции, щелочного распада целлюлозных звеньев, гидролиза. Радикально-цепной механизм термоокислительной деструкции КМЦ подтверждается S-образным характером кривой кинетики поглощения кислорода. Для предотвращения термической деструкции КМЦ необходимо дополнительно применять антиоксиданты (ингибиторы) деструкции КМЦ, при этом возрастает расход химреагентов и стоимость самого раствора.
Несмотря на возможность повышения термостойкости растворов на основе КМЦ, оно незначительно. А технологические показатели растворов на основе КМЦ при забойных условиях имеют неудовлетворительные значения, а именно: показатель фильтрации, замеренный, например, при 110С, имеет неприемлемо высокое значение, хотя после термостатирования в течении 6-8 ч, показатель фильтрации принимает удовлетворительные значения. К тому же растворы на основе КМЦ имеют низкую ингибирующую способность по отношению к глинистым растворам.
Буровые растворы на основе лигносулъфатов. Это буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносулъфонатными стабилизаторами (окзил, ФХЛС, КССБ и др.). Известно, что эти растворы имеют достаточно высокую термостойкость до 170-180С. Несмотря на это, недостатком является то, что их нельзя использовать в интервалах неустойчивых глинистых отложений, так как они являются диспергаторами глины, и в солевых отложениях, так как у них повышенная чувствительность к солям. При применении буровых растворов на основе лигносульфонатов неудобство вызывает их склонность к пенообразованию, что дополнительно требует использовать пеногасители, наличие которых на буровых считается обязательным.
Буровые растворы на основе акриловых полимеров. Буровые растворы, стабилизированные акриловыми полимерами (гипан, метас, К-4, ГПАА) имеют достаточно высокую термостойкость до 180-200С. Например, добавки гипана, необходимые для снижения показателя фильтрации минерализованных и слабоминерализованных буровых растворов, колеблются в пределах 0,5-0,75 % (в пересчете на сухое вещество) и 0,75-2,0% при более высоких температурах до 180-200С. Он хорошо защищает буровые растворы от агрессивного воздействия минерализации по хлористому натрию. Буровые растворы на основе акриловых полимеров используют для стабилизации глинистых отложений совместно с ингибиторами глин.
Выбор дисперсионной среды для буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе
Для стабилизации углеводородных растворов используются поверхностно-активные вещества (ПАВ). Действие ПАВ оценивается по их способности к эмульгированию или описывается, исходя из следующих позиций: «Кинетическая устойчивость битумных углеводородных растворов обеспечивается введением активных наполнителей и реагентов-стабилизаторов». В качестве стабилизаторов битумных углеводородных растворов используются мыла щелочных, щелочноземельных и тяжелых металлов, нафтенаты и сульфонафтенаты, катионоактивные ПАВ, неионогенные эфиры жирных кислот, фосфолипиды и т.д., выполняющие роль гидрофобизаторов, утяжелителей и наполнителей, усиливающие агрегативную устойчивость асфальтенов и защищающие систему от действия попадающей в нее воды [36].
Из вышесказанного определить роль и механизм действия различных реагентов на технологические показатели углеводородных растворов, оптимизировать их состав крайне затруднительно. Данные положения отличаются также и значительными внутренними противоречиями в описании действия тех или иных межмолекулярных сил и межчастичных взаимодействий. Ведь для получения углеводородного раствора и управления его свойствами, прежде всего, необходимо обосновать: каким образом осуществляется влияние межмолекулярных и межчастичных сил на изменение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Указанные моменты являются основополагающими для разработки составов углеводородных растворов и управления их свойствами.
Из анализа известных межмолекулярных и межчастичных взаимодействий вытекает, что для придания углеводородной жидкости тиксотропных свойств необходимо участие в межчастичных взаимодействиях электростатических сил и сил ковалентнои связи за счет внесения в углевородную жидкость полярных соединений.
Таким образом, нужно ответить на вопрос: какие это соединения и каким образом они могут воздействовать на свойства углеводородных жидкостей. Анализ известных представлений и физико-химических свойств полярных соединений, показывает, что в жидкой углеводородной среде существование полярных молекул возможно в трех состояниях: в виде ассоциатов-кластеров, объединенных между собой полярными группами, что будет характерно для молекул соединений, обладающих дифильными свойствами [49]; в виде соединений включений, представляющих собой кластерный ассоциат на основе молекул рецепторов (хозяева), связанные друг с другом посредством водородной связи и формирующие структурный каркас, внутри которого размещаются нейтральные молекулы - наполнители построенной структуры (субстрат, гости) [49, 57, 73]; в виде отдельной фазы в объеме углеводородной среды - эмульсии [70]. Рассмотрим случаи устойчивого существования этих форм взаимосвязи между полярными молекулами в углеводородной жидкости.
Существование полярных соединений в первой форме обусловлено низкой диэлектрической проницаемостью углеводородной среды и происходящим при этом усилением электрических взаимодействий, которые будут направлены на ассоциацию полярных соединений между собой, обеспечивающих устойчивое существование образуемых ассоциатов в углеводородной среде. Прочность структур, ассоциированных в пространственные кластеры, будет определяться природой связи между полярными группами. В том случае если эта связь является водородной, то ее прочность может меняться в очень широком диапазоне. Это зависит от полярности водородной связи и состава соединений, ее образующих. Водородная связь является частным случаем донорно-акцепторной. Акцепторная способность атома водорода растет с увеличением степени его протонизации, т.е. с увеличением электроотрицательности химически связанного с ним атома, а также с увеличением полярности химической связи. Увеличение числа неподеленных электронных пар приводит к возрастанию общей донорной способности атома, но донорная способность в расчете на одну непо деленную пару уменьшается. Если атом - донор обладает отрицательным зарядом, то его донорская способность возрастает, а если положительным - падает. Поэтому при наличии неподеленных электронных пар донорная способность анионов превышает таковую катионов. Если в атоме-доноре имеется несколько неподеленных электронных пар, то он может участвовать в образование такового же числа водородных связей.
В том случае, если полярные молекулы (рецепторы), обладающие способностью формировать водородную связь, образуют пространственные структуры, то сформированный каркас будет заполняться нейтральными молекулами (субстрат). В этом случае образуются соединения включений. Для образования соединений включений необходимо, чтобы хозяин и гость проявили комплементарность и предорганизованность друг другу [57]. Комплементарность - это способность молекул (рецепторов) создать объемную структуру, способную разместить в себе в качестве гостей молекулы-наполнители (субстрат). Если структурная сетка на основе молекул-хозяев при связывании гостя не подвергаются значительным конформационным изменениям, то он предорганизован. Жестко предорганизованные хозяева могут испытывать значительные кинетические затруднения при прохождении через переходное состояние комплексообразования и замедлять процесс связывания гостя. Конформационно подвижные хозяева способны быстро перестраиваться в изменяющихся условиях, при этом и образование комплекса, и его разрушение происходят быстро [49]. Несоответствие размера структурных пустот структуры рецептора с молекулами субстрата будет обеспечивать распад структур, формируемых молекулами рецептора.
Классификация глинистых пород для выбора буровых растворов
Пластичные глинистые породы содержат гелевую или капиллярную воду (воду переходного типа - от связанной к свободной) и при контакте с рабочим раствором впитывают воду. За счет увеличения степени увлажнения глинистая порода разупрочняется. При бурении пластичных глинистых пород имеет место сужение ствола, вывал пород, рост реологических показателей раствора, сальникообразования, потеря циркуляции, прихват инструмента, желобообразования, кавернообразования и т.д.
Гидратационноактивные глинистые породы содержат только связанную воду в виде кристаллизационной и адсорбционной и при контакте с рабочим раствором чрезвычайно жадно впитывают воду. Увлажнение гидратационноактивной глинистой породы происходит с высокой скоростью, что приводит к ускоренному ее разупрочнению. При бурении гидратационноактивных глинистых пород имеет место вывал пород, рост реологических показателей раствора, сальникообразования, потеря циркуляции, прихват инструмента, желобообразования, кавернообразования и т.д.
В каждом конкретном случае для сохранения устойчивости глинистых пород требуется использование той или иной жидкости с соблюдением определенной гидравлической программы. Поэтому, для сохранения устойчивости глинистых пород в каждом конкретном случае необходимо выделить наиболее рациональные типы буровых растворов.
В данном случае основное требование к рабочему раствору -стабилизация глин за счет сохранения естественной их влажности путем снижения или предотвращения проникновения водного фильтрата в глинистые породы.
Все буровые растворы для стабилизации глин, используемые в практике бурения, являются ингибирующими системами, которые предназначены для снижения набухания глинистых пород. Сюда можно отнести известковые, гипсовые, хлоркальциевые, силикатные, калиевые, спиртовые и др. буровые растворы. При контакте «буровой раствор - глинистая порода» происходит увлажнение породы. Впитывание молекул воды в межпакетное пространство происходит благодаря электростатическим силам. Проникшие мономеры воды взаимодействуют с комплексными анионами кремнекислородного тетраэдрического слоя, что приводит к структурированию воды путем формирования водородных связей. Структурирование воды посредством водородных связей приводит к увеличению ее объема и разряжению в межпакетном пространстве, что в свою очередь вызывает «впитывание» следующей порции мономеров воды для заполнения ячеек структурной сетки. После заполнения ячеек сетки процесс проникновения молекул воды продолжается за счет их взаимодействия с комплексными анионами кремнекислородного тетраэдрического слоя. Процессы «впитывания» и структурирования свежепоступающих молекул воды замедляются из-за снижения сил взаимодействия комплексных анионов с водой по мере их удаления от поверхности и на определенном расстоянии прекращаются.
Если в процессе впитывания молекул воды в межпакетное и межчастичное пространство проникают одновременно ионы электролитов, спирты или углеводороды и т.д. из состава бурового раствора, то процессы «всасывания» и структурирования молекул воды могут изменяться, в зависимости от их размера, заряда и полярности. Другими словами, любое соединение, способное структурировать или разрушать водную сетку на поверхности глины в зависимости от концентрации, влияет на процесс увлажнения (набухание) ее водой.
Разупрочнение глинистых пород за счет проникновения жидкости в микротрещины, образуемые при вскрытии хрупких уплотненных глинистых пород. Особенностью потери устойчивости уплотненных глинистых пород заключается в их склонности к растрескиванию при вскрытии вследствие хрупких своих свойств. Растрескивание усиливается при превышении давления со стороны глинистых горных пород над давлением, создаваемым раствором. Давление со стороны глинистых горных пород, обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород при вскрытии в стволе и вблизи скважины изменяется в значительной степени из-за разности давлений -горного и создаваемого рабочим раствором.
При выборе плотности рабочего раствора исходят от давления, создаваемого раствором Рб.р., которое должно быть выше, чем давление разрушения Рраз и не превышать давление гидравлического разрыва Рг р, т.е. "раз "б.р. — "г.р.
При этом необходимо стремиться уравновесить гидростатическим давлением бурового раствора напряжения в вскрываемых породах. Низкая плотность бурового раствора может стать причиной возникновения микротрещин и осыпаний стенок скважин. С ростом напряженно-деформированного состояния глинистых пород не всегда удается выбрать раствор с оптимальной плотностью, что сопровождается обильными осыпаниями стенок скважин. На практике такие глинистые породы получили название «стреляющих» аргиллитов. Увеличение плотности рабочего раствора в некоторых случаях позволяет предотвратить осыпание стенок скважин за счет снижения растрескивания уплотненных глинистых и аргиллитовых пород. Оптимальное значение плотности раствора при бурении уплотненных глинистых и аргиллитовых пород должно предотвратить их растрескивание.
Экспериментальные исследования методов управления свойствами буровых растворов на углеводородной основе
Благодаря водородным связям вода имеет высокую температуру кипения, способность накапливать теплоту. Однако, образование водородных связей приводит к структуре с пустотами, заполняющимися мономерами воды.
Прочность водородных связей воды прямо пропорциональна полярности валентных связей, т.е. по мере увеличения первой увеличивается вторая и наоборот. Прочность водородной связи прямо пропорциональна их жесткости и направленности, т.е. облегчение взаимной ориентации молекул автоматически упрочняет водородные связи. Взаимная ориентация молекул облегчается с ослаблением действия дисперсионных сил. Последнее происходит с улучшением заполнения полостей водной сетки. Полости водной сетки хорошо заполняются молекулами, между которыми преобладает действие дисперсионных сил. Например, углеводороды обеспечивают хорошее заполнение полостей водной сетки, что устраняет действие дисперсионных сил на молекулы воды, облегчает их взаимную ориентацию, упрочняет водородные связи и увеличивает полярность валентных связей.
Свойства воды, т.е. состояние структуры воды напрямую зависит от превалирования тех или иных межчастичных сил, определяемых содержанием компонентов в воде.
Значения длин, сил и геометрии водородных связей могут изменяться. Сильная одинарная водородная связь, приходящая на молекулу, может быть достаточной, чтобы создать структуру твердого состояния и оказать существенное влияние на свойства растворов и газовой фазы. Более слабая водородная связь оказывает влияние на стабилизацию структуры и может играть роль при многоактовом взаимодействии.
Вода, в зависимости от преобладания сил взаимодействия, ведет себя как молекулярное, ионное, атомное и металлическое вещество. Поэтому, прежде чем рассматривать какую-либо систему на основе воды или с содержанием воды, необходимо определить в каком состоянии находится вода, т.е. какие силы в ней преобладают, т.к. регулирование свойств такой жидкости или вещества будет определяться изменением соотношения действующих межчастичных сил.
Поэтому при исследовании и управлении показателей буровых растворов, изучении влияния их на устойчивость глин, вскрытии продуктивных пластов и т.д, необходимо четко себе представить с какой системой мы имеем дело и какие силы являются определяющими в ней. Водная фаза в углеводородном растворе может находиться в виде эмульсии и соединений включений в качестве хозяина. Влияние водной фазы на показатели углеводородного раствора будет определяться состоянием и свойствами воды.
Таким образом, активная твердая фаза и вода в углеводородных растворах отвечают: - за образование водородных связей с окончаниями на активной твердой фазе, являющихся одновременно центрами структурообразования; - за поведение структурно-реологических показателей раствора; - за обеспечение приемлемых значений показателя фильтрации путем формирования корки.
Небольших значений показателя фильтрации можно достичь применением твердой фазы различных фракций, путем снижения проницаемости фильтрационной корки, более плотной упаковкой. Для дальнейшего снижения показателя фильтрации до приемлемых значений (менее 5-6 см ) необходимо вводить твердую фазу коллоидных размеров, например битум. Однако кроме этого битум за счет своей полярности влияет на воду и приводит к изменению соотношения доли эмульгированной и гидратной воды, что, очевидно, сказывается на структурно-реологических и фильтрационных показателях. В дальнейшем необходим механизм управления показателем фильтрации.
Для управления структурно-реологическими показателями углеводородного раствора необходимо регулировать прочность водородных связей и количество воды, участвующей в образовании соединений включений. В зависимости от состава и технологии получения, вода в углеводородных растворах может находиться в виде эмульсии и в виде соединения включения. В так называемых безводных углеводородных растворах даже незначительное количество воды, которое в любом случае содержится в них, играет не последнюю роль при их приготовлении и регулировании технологических свойств. В качестве полярных и слабополярных веществ, для управления свойствами углеводородных растворов используются вода, водные растворы электролитов и т.д., поверхностно-активные вещества, различные карбоновые кислоты, эфиры спиртов и карбоновых кислот, олефины, спирты. Использование всех этих перечисленных веществ имеет определенное предназначение - регулирование полярности воды, для обеспечения Н-связей между частицами дисперсной фазы. Очевидно, что только в такой системе появляется возможность реализации электростатических и химических взаимодействий между составляющими компонентами раствора, без которых получение углеводородных растворов и регулирование их структурно-механических и фильтрационных показателей теряет всякий смысл.
Образование структуры возможно при содержании полярных веществ, так как только взаимодействие полярных веществ обеспечивает структурообразование, даже при низких концентрациях дисперсной фазы. Простейший способ получения углеводородного раствора со структурно-механическими свойствами - добавка полярных веществ. Например, увеличение концентрации воды в процентном соотношении, добавляемой в углеводородную среду приводит к росту структурно-механических показателей системы, электростабильность, соответственно, снижается (таблица 4.2).
Для управления структурно-реологическими показателями углеводородного раствора необходимо регулировать прочность водородных связей и количество воды, участвующей в образовании соединений включений. Этого можно достичь путем изменения свойств воды - вводом различных водорастворимых веществ. Влияние изменения свойств воды на углеводородную жидкость оценивалась по структурно-реологическим и фильтрационным показателям раствора, а также по показателю электростабильности. В качестве углеводородной жидкости использовался состав с дисперсионной средой - жидким парафином (ЖП) с добавкой 10% органобентонита (ОБ) и 5% водной фазы. В зависимости от растворения тех или иных веществ в воде водная фаза приобретает различные свойства.
Похожие диссертации на Обоснование и разработка буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в условиях повышенных температур и в неустойчивых глинистых отложениях
-
