Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ условий строительства скважин на месторождениях республики башкортостан 11
1.1 Геолого-технологические особенности строительства скважин на месторождениях 11
1.1.1 Геологическая характеристика тектонических образований 15
1.1.2 Гидрогеологическая характеристика месторождений РБ 17
1.2 Основные виды осложнений при строительстве скважин ig
1.3 Типы буровых растворов, оборудование и методы их получения для строительства скважин 22
1.4 Пути совершенствования получения буровых растворов
при строительстве скважин 35
1.5 Цель и задачи исследования работы 45
ГЛАВА 2 Обоснование методик экспериментальных исследований эксплуатационных свойств буровых растворов, приготовленных на основе сухой смеси 47
2.1 Обоснование объектов исследования 47
2.2 Оценка качества компонентного состава промывочной жидкости 50
2.2.1 Оценка качества глинопорошков как дисперсной фазы промывочных жидкостей 50
2.2.2 Оценка качества воды как дисперсионной среды для промывочных жидкостей 51
2.3 Методика определения реологических свойств растворов 53
2.4 Методика оценки кольматирующей способности промывочной жидкости 58
2.4.1 Методика подбора кольматантов в состав сухих смесей 61
2.5 Методика исследования ингибирующей способности буровых растворов 64
2.6 Исследования механизмов межмолекулярного взаимодействия компонентов глинистых буровых растворов 68
2.7 Исследования механизмов межмолекулярного взаимодействия компонентов безглинистых буровых растворов q \
2.8 Методика определения технологических параметров буровых растворов 75
2.9 Оценка погрешностей измерений показателей буровых растворов 76
2.10 Методика планирования эксперимента и математическая обработка экспериментальных данных 76
2 2.11 Выводы по главе 2
ГЛАВА 3 Исследование эффектов взаимодействия компонентов буровых растворов и разработка рецептур сухих смесей 79
3.1 Создание единой базы данных по буровым растворам 79
3.1.1 Описание и заполнение базы данных 81
3.2 Определение технологических параметров буровых растворов по интервалам бурения для различных геологических образований 82
3.2.1 Требования к сухим смесям для приготовления буровых растворов 84
3.3 Разработка и исследование составов сухих смесей для глинистых буровых растворов 85
3.3.1 Результаты исследования глинопорошков для составов сухих смесей 85
3.3.2 Результаты исследований повышения качества глинопорошков 87
3.3.3 Результаты исследований подбора экстендеров для повышения качества глинопорошков 89
3.3.4 Результаты исследований межмолекулярного взаимодействия компонентов буровых растворов 90
3.3.5 Результаты исследований растворов на основе комбинированного использования экстендеров, кальцинированной соды и глинопорошка оо
3.4 Разработка и исследование составов сухих смесей для безглинистых буровых растворов 108
3.4.1 Результаты исследования взаимодействия ксантановой и гуаровой смол 108
3.4.2 Результаты исследований взаимодействия биополимера ксантан и крахмального реагента ФИТО-РК 113
3.5 Численная реализация математической модели оптимизационных составов сухих смесей 116
3.6 Выводы по главе 3 124
ГЛАВА 4 Исследование технологических свойств буровых растворов, приготовленных на основе сухих полимерных смесей 126
4.1 Результаты исследований выбора способа приготовления буровых растворов 126
4.2 Результаты исследований технологических параметров промывочных жидкостей, приготовленных из сухих полимерных смесей под различные интервалы бурения 130
4.3 Исследование микробиологической деструкции полимеров 132
4.4 Результаты исследований компонентов сухих смесей в качестве кольматирующих агентов 136
4.4.1 Результаты использования методики подбора кольматирующих агентов и их комплексов для месторождений РБ 137
4.4.2 Исследование наполнителя комплексного действия 139
4.4.2.1 Кольматант комплексного действия серии «Flonut» 139
4.4.2.2 Кольматант комплексного действия - мраморная мука 141
4.4.3 Сравнительные исследования закупоривающей способности кольматанта серии «Flonat Fine» в составе различных типов буровых растворов 142
4.5 Результаты исследований ингибирующей способности буровых растворов 144
4.6 Выводы по главе 4 150
ГЛАВА 5 Эффективность применения сухих полимерных смесей при строительстве скважин на месторождениях ОАО АНК «башнефть» 152
5.1 Разработка технологической схемы приготовления сухих полимерных смесей 152
5.2 Получение буровых растворов из сухой полимерной смеси на производстве 159
5.3 Опытно - промысловые испытания сухих полимерных смесей 161
5.3.1 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв.1710 Волковского месторождения 161
5.3.2 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв.88 Каюмовского месторождения 162
5.3.3 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв. Татышлинского месторождения 163
5.4 Расчет экономической эффективности от применения сухих полимерных смесей при бурении скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» 164
5.5 Выводы по главе 5 168
Заключение 169
Литература
- Гидрогеологическая характеристика месторождений РБ
- Методика подбора кольматантов в состав сухих смесей
- Результаты исследования глинопорошков для составов сухих смесей
- Кольматант комплексного действия серии «Flonut»
Гидрогеологическая характеристика месторождений РБ
Ниже приведена гидрогеологическая характеристика месторождений РБ. Весь интервал вскрываемых бурением пород в гидрогеологическом плане делится на три гидрогеологических этажа: верхний, средний и нижний с двумя региональными водоупорами: галогенными осадками кунгурского яруса и кыновско-доманиковой толщей аргиллитов, мергелей и битуминозных сланцев. Имеется надрегиональный флюидоупор, выраженный аргиллитами бобриковского горизонта.
Верхний пресноводный гидрогеологический этаж представлен пресными или слабоминерализованными водами с минерализацией от десятых долей до 2,0-3,0 г/л и плотностью 1,000-1,001 г/см3 [13, 14, 15].
Средний этаж содержит воды, минерализация которых растет с глубиной: от 3,0-10 до 280 г/л, при плотности 1,13-1,16 г/см3 [13, 14, 15].
Нижний этаж содержит соленые и рассольные воды с минерализацией от 200-270 до 300-330 г/л и плотностью от 1,16 до 1,20 кг/м3 [13, 14, 15].
Основные виды осложнений при строительстве скважин Строительство скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» характеризуется целым рядом особенностей, в частности, сложными горногеологическими условиями, зачастую несовместимыми условиями бурения, и как следствие поглощениями буровых растворов, наличием пропластков каменной соли, потерей устойчивости ствола скважины, наличием сероводорода и др.
К числу наиболее распространенных и трудоемких осложнений с точки зрения ликвидации, относятся поглощения буровых растворов [7, 16, 17]. Способы борьбы с поглощениями в конкретной ситуации выбираются, прежде всего, с учетом особенностей поглощающего пласта и его гидродинамической характеристики, а также исходя из технической и материальной оснащенности буровой.
Нередко, при бурении интервалов под направление с промывкой забоя технической водой дополнительно встречаются осложнения в виде осыпей и обвалов, возникающие вследствие сильного размыва стенок скважины и отсутствия требуемого противодавления.
Опыт бурения показывает, что наибольшее количество поглощающих зон наблюдается в поверхностных слоях, с глубиной количество их уменьшается, но интенсивность поглощений различна - вплоть до полного ухода.
Как известно, традиционными методами предупреждения и борьбы с поглощениями является намыв различных наполнителей (опилки, кордное волокно и др.), закачивание изоляционных и тампонажных смесей, регулирование свойств бурового раствора и др. В ОАО АНК «Башнефть» на некоторых месторождениях при бурении в интервалах устойчивых карбонатных коллекторов, содержащих карстовые образования и зоны интенсивных поглощений, согласно принятому протоколу в качестве промывочного агента применяется техническая вода. Результаты исследований зон поглощений, а также мероприятия по их предупреждению и ликвидации на месторождениях РБ, детально рассмотрены в [7, 9, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28]. В комплексе с этими мероприятиями рассматривается вопрос выбора конструкции скважины, играющей первостепенную роль в предупреждении осложнений.
При планировании типа и свойств бурового раствора большое значение имеет наличие зон обвалов и осыпей, поэтому данный вид осложнений рассматривается более подробно.
В общем объеме от 30 до 50% осложнений связано с осыпями, растворением и размывами пород [8, 29, 30, 31, 32]. Эти осложнения связаны с развитием терригенных осадочных горных пород, наличием пластов соли и др. Обваливание песчано-гравийных пород четвертичного и третичного возраста, а также непосредственно залегающих под ними сильно выветрелых карбонатных пород кунгурского и артинского ярусов, характерны для скважин в пойме реки Уфы.
Обвалы терригенных пород верейского, тульского, бобриковского, кыновского, пашийского, муллинского, ардатовского и др. горизонтов отмечаются повсеместно. При неудовлетворительной изоляции эти горизонты даже склонны к лавинным обвалам без возможности их предупреждения переходом на промывку качественным раствором в период до 10 суток. При отсутствии залежей нефти и газа вскрытие вышеназванных горизонтов осуществляется с применением технической воды, а предупреждение обвалов достигается постановкой цементных мостов.
В случае, когда вышеназванные отложения являются продуктивными, их вскрытие производят промывкой буровым раствором на водной основе. При этом обвалы полностью не предупреждаются, а лишь снижается скорость обвалообразования. Промысловыми экспериментами установлено [30, 31], что при изменении свойств бурового раствора (повышение или снижение плотности, условной вязкости и статических напряжений сдвига) наблюдается рост интенсивности обвалообразования в этих отложениях.
Обваливание стенок скважины в терригенных отложениях верхнего и среднего девона также наблюдается повсеместно. Вскрытие этих отложений осуществляется с промывкой пресными водными растворами, но при этом кавернообразование также полностью не предупреждается. В целом по РБ преобладают каверны размером 1-2 м (33,3%), каверны размером до 1 м составляют (18,8%), а размером 2-3 м и 3-4 м соответственно (18,5%) и (10,4%) [33].
Методика подбора кольматантов в состав сухих смесей
Ранее, в главе 1, отмечалось, что поддержание устойчивости стенок скважины - одна из основных задач, которую необходимо решать при бурении скважин в интервалах залегания глинистых пород (отложения терригенной толщи каменноугольной и девонской систем). В этой связи, особое внимание должно уделяться ингибирующей способности бурового раствора.
Ингибирующая способность - это способность промывочной жидкости предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами.
Согласно современным представлениям [81, 83], основные причины потери устойчивости глинистых и глиносодержащих пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой промывочных жидкостей и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.
Производственный опыт убедительно свидетельствует о том, что предупредить нарушения устойчивости глинистых пород в околоствольном пространстве скважин только путем снижения до минимума показателя фильтрации промывочной жидкости в большинстве случаев не удается. Объясняется это тем, что глинистые породы обладают высокой гидрофильностью и способностью к адсорбции, ионному обмену и набуханию, в силу чего они способны впитывать в себя несвязанную жидкую фазу промывочной жидкости даже при отсутствии перепада давления в системе «ствол скважины - пласт». Известно, что проникновение дисперсионной среды промывочной жидкости в глинистую породу происходит главным образом за счет адсорбционно-осмотических процессов. Несмотря на существенные различия в механизме действия этих процессов, общим для них является то, что в результате вокруг структурных элементов глинистых пород образуются гидратные оболочки, т.е. происходит их дополнительное увлажнение [83].
Поскольку, при одинаковой степени увлажнения, толщина гидратных оболочек, а, следовательно, и величина гидратационных напряжений выше у глинистых пород с малой удельной поверхностью (аргиллиты, глинистые сланцы), то деформационные процессы протекают в них интенсивнее, чем в породах, представленных преимущественно глинистыми минералами (монтмориллонит, гидрослюда, и т.п.), и завершаются хрупким разрушением этих пород, т.е. их осыпями и обвалами (кавернообразованием). Для типичных глинистых пород с высокой удельной поверхностью характерны пластические деформации, следствием которых является сужение ствола скважины.
В связи со сложностью процессов влагопереноса в системе «ствол скважины - глинистые породы» единый показатель оценки ингибирующей способности промывочной жидкости до сих пор отсутствует. По этой причине в исследовательской и инженерной практике ингибирующую способность характеризуют достаточно большим числом различных показателей (показатель набухания, показатель влажности и т.д.).
Существующие методы оценки характера взаимодействия буровых растворов с глинистой породой базируются на исследовании процесса гидратации по коэффициентам набухания, размокания и скорости увлажнения [81, 83].
Оценка устойчивости глинистых пород по коэффициентам набухания нашла широкое распространение, и во многих случаях является основным критерием при выборе состава бурового раствора для предупреждения осложнений из-за осыпей, обвалов неустойчивых глин бобриковского, кыновского, муллинского и др. горизонтов
Исследование ингибирующей способности проводилось на тестере динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Linear Swellmeter OFITE) [80].
Методика данного исследования основана на измерении степени и динамики набухания глинистой породы в среде исследуемого раствора. Исследования проводятся на приготовленных образцах правильной геометрической формы, выпиленных из керна или спрессованных из бурового шлама, глинистых минералов и т.д.
Суть метода заключается в измерении высоты образца за определенный период времени, а в основе исследований заложен процесс поглощения дисперсионной среды (жидкости) дисперсной фазой (образцом), сопровождаемый увеличением объема образца при продольном набухании.
По кривым зависимостей процентного приращения длины (объема) образцов от времени для исследуемых технологических жидкостей после момента равновесного набухания производится определение основных показателей (коэффициентов), характеризующих набухание. где Си , Си"- ингибирующая способность раствора на первой и второй стадиях набухания соответственно, соф, соф", сов\ сов"- средняя скорость набухания на первой и второй стадиях при взаимодействии образцов породы с фильтратом исследуемой промывочной жидкости и водой соответственно. 2.6 Исследования механизмов межмолекулярного взаимодействия компонентов глинистых буровых растворов
Значительным, еще недостаточно изученным и мало использующимся резервом в технологии приготовления буровых растворов является применение композиций химических реагентов, проявляющих синергетический эффект взаимодействия. Синергетическая смесь реагентов отличается от обычной тем, что изменение свойств в ней происходит нелинейно относительно концентрации компонентов, вследствие чего могут возникнуть новые качества смеси, не свойственные отдельным его элементам и способам их объединения. В данном случае возникает принцип: целое больше суммы его составляющих [102, 103, 104].
Для выявления эффекта синергетического взаимодействия исследовались следующие реагенты: Antisol FL 30000 (STUEWA, Германия), Celpol RX (KELCO OilField Group, Финляндия), AQUAFLO HV, ОСНОПАК ВО (ГК «Миррико» г. Казань) и Камцел 700 (ЗАО «Карбокам» г. Пермь). Данные реагенты в составе бурового раствора используются для регулирования его реологических и фильтрационных свойств.
Реагенты данной группы являются производными целлюлозы и имеют структурную формулу, состоящую из повторяющихся ангидроглюкозных колец, каждое из которых содержит три способные к замещению гидроксильные группы. Причем отдельные участки цепи обладают различной способностью к реакции замещения в зависимости от структуры, так что замещение оказывается неравномерным. Длина цепи и степень полимеризации (число ангидроглюкозных колец в молекуле) определяют молекулярную массу и вязкость водной суспензии: чем больше молекулярная масса, тем выше вязкость суспензии.
Результаты исследования глинопорошков для составов сухих смесей
Как видно из таблицы 3.2 талалаевский и Воскресенский глинопорошки обладают недостаточной степенью коллоидальности. Кроме того, из многолетней практики применения талалаевского глинопорошка на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» известно, что основным его недостатком является предельно низкий выход глинистого раствора, из 1 тонны глинопорошка - 3 м3.
Из отчетной документации [68] известно, что в научно-исследовательском центре фирмы «Кем Тгоп» (штат Техас, США) проводились рентгенографические и минерало-химические исследования пробы глины Талалаевского месторождения, результаты которых приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 - Рентгенографические и минерало-химические исследования талалаевской глины
Рентгенографический анализ показал, что в талалаевском глиноматериале диспергируемая фракция (глина) составляет лишь 63%, а остальные 37% -инертный наполнитель (кварц, кальцит и др.). При этом в глинистой фракции монтмориллонитовый минерал (иллит) составляет 11%, а слабодиспергируемые в воде минералы (каолинит и др.) - 89%. Вышеуказанный фракционный состав является причиной низкой обменной емкости талалаевского глинопорошка (24,4 мгэкв/100 г образца), когда у бентонитовых порошков среднего качества обменная емкость составляет 50-60%, а у высококачественных - до 90% [58, 115]. В пробах таллалаевской глины содержание ионов Na+ и К+, определяющих распускаемость, размокаемость, набухаемостьи и пластичность, составляет только 1%, а содержание обменных катионов кальция и магния -23,4%, что обусловливает трудности при регулировании вязкостных свойств и показателя фильтрации, вызывая дополнительный расход химических реагентов. Для улучшения качества выбранных глинопорошков и повышения степени их коллоидальности необходимо добавление различных химических реагентов - экстендеров. Все нижеприведенные результаты экспериментов осуществлялись в соответствии с регламентирующими документами [79, 115].
Перед проведением исследований по подбору экстендеров проведены исследования по обеспечению у выбранных низкокачественных глинопорошков максимальной степени пептизации.
Результаты исследований повышения качества глинопорошков В процессе приготовления буровых растворов для пептизации коллоидной фракции низкокачественных глинопорошков применяется кальцинированная сода (Na2C03).
Основное назначение кальцинированной соды - химическое диспергирование глинистого материала и модифицирование кальциевых глин в натриевые путем связывания и удаления из рабочей промывочной жидкости агрессивных ионов кальция и магния. Являясь сильным электролитом, при растворении в пресной воде Na2C03, распадается на ионы натрия и карбонат-анионы: При добавлении карбоната натрия в глинистые растворы катионы кальция и магния начинают взаимодействовать с карбонат-анионами с образованием нерастворимой соли - карбоната кальция, карбоната магния которые выпадают в осадок:
В таблице 3.4-3.5 показано влияние №2СОз на параметры глинистого раствора. В таблице и далее по тексту концентрация глинопорошка указана в г/1000 мл воды; концентрация остальных компонентов - в масс. % к глинопорошку. Таблица 3.4 - Результаты исследования влияния Na2CC 3 на параметры раствора из талалаевского глинопорошка
Как показали результаты проведенных лабораторных исследований, использование экстендеров для буровых растворов на основе низкокачественных глинопорошков способствует достижению у них достаточных реологических характеристик, обеспечивающих повышенную вязкость при низких градиентах скоростей сдвига, высокую выносную способность и т.д.
Результаты исследований межмолекулярного взаимодействия компонентов буровых растворов На первоначальном этапе исследования изучались реологические свойства водных растворов Celpol RX и Праестол-2540[106].
Повышение концентрации реагента Праестол-2540, растворяемого в воде, приводит к увеличению значений основных технологических параметров раствора, в частности, наблюдается резкое увеличение вязкости (ВНСС) из-за увеличения объема макромолекул реагента. При концентрации 1% Праестол-2540 в водном растворе отмечено появление желеобразных комочков (так называемые физические микрогели). Однако при добавлении в водный раствор исследуемого реагента кальцинированной соды наблюдается резкое уменьшение вязкости. В воде карбонат натрия подвергается гидролизу с образованием гидроксида натрия:
Снижение количества NH2-rpynn в полимерной цепи приводит к уменьшению возможных нековал ентных (амидных) связей, а, следовательно, к уменьшению вязкости раствора из-за уменьшения описанных выше агрегатов частично гидролизованных полиакриламидов (таблица 3.8).
В свою очередь, Celpol RX представляет собой длинноцепочечную полианионную целлюлозу, молекулы которой имеют линейное строение. В случае приготовления раствора на основе Celpol RX с добавлением кальцинированной соды наблюдается резкое падение его вязкости по сравнению с описанной выше системой, не имеющей в составе карбоната натрия (таблица 3.9). Подобное поведение полимеров описано в работе [107, 109] и объясняется появлением в растворе низкомолекулярного электролита (Na2C03), который повышает ионную силу раствора, что способствует расщеплению водородных связей, выпрямлению макромолекул, и, как следствие, снижению вязкости системы в целом.
Влияние различных концентраций реагента Праестол-2540 и реагента Celpol RX на параметры раствора из талалаевского и Воскресенского глинопорошков представлены в таблице 3.8-3.11.
На рисунках 3.3-3.5 изображены трехмерные графики, построенные по результатам исследований влияния содержания компонентов в системах «ТГП-Na2C03- Celpol RX», «ТГП - Na2C03 - Праестол-2540». На рисунках 3.6-3.8 изображены графики, построенные по результатам исследований влияния содержания компонентов в системах «ВГП - Na2C03 - Celpol RX», «ВГП -Na2CC 3 - Праестол-2540». Из графиков видно, что при определенных концентрациях глинопорошка и экстендеров существует область значений, характеризующаяся резким нелинейным (синергетическим) ростом реологических показателей свойств.
Кольматант комплексного действия серии «Flonut»
Колъматант комплексного действия мраморная мука С практической точки зрения, наиболее перспективным является использование реагента комплексного действия, способного управлять плотностью бурового раствора и служить профилактическим средством от возникновения поглощений. Таковым является карбонатный утяжелитель в частности мраморная мука. Мраморная мука представляет собой порошкообразный карбонат кальция, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется и не приводит к значительному увеличению вязкости бурового раствора. Производитель выпускает данную продукцию различного фракционного состава от 1 мкм до 500 мкм. Согласно таблицы 4.2 для любого проницаемого горизонта можно подобрать оптимальные фракции и получить их техническую смесь. Далее эта техническая смесь используется в составе бурового раствора либо в качестве профилактического компонента в количестве 3-5% от объема промывочной жидкости и при этом не оказывает серьезного влияния на показатель плотности, либо как специальный утяжелитель в количестве согласно расчетным значениям.
Сравнительные исследования закупоривающей способности колъматанта серии Flonut Fine и мраморной муки в составе различных типов буровых растворов
В качестве буровых растворов использовались глинистый раствор на основе ТГП и безглинистый раствор с кольматантом серии Flonut Fine (0,3-0,5 мм), концентрация 3% от объема раствора. В качестве основных характеристик определялись показатель фильтрации раствора и показатель фильтрации воды. Результаты исследований представлены в таблице 4.6.
Результаты исследования кольматирующей способности карбонатного утяжелителя в составе различных типов буровых растворов Вид наполнителя УВ, с кг/м3 сне ПФ, мл рН ДНС, дПа ПВ, мПас Фильтрацияводы,мл Юс 10 мин глинистый раствор (15% ТГП+3% 2СО3+0,3%Праестол-2540+0,2% Celpol RX) базовый, без наполнителей 28 1120 16,8 24 4,7 9,23 43,1 12,5 14,4 5%карбонатныйутяжелитель 30 1123 18 32 2,8 9,21 48,3 13 0,4 безглинистый раствор (0,3% Xantan Gum+1,3% Гуамин HV+2% ФИТО-РК+ 0,5% КС1) базовый, без наполнителей 34 1040 36,7 48,3 5,6 9,05 85,2 13 10,8 5%карбонатныйутяжелитель 37 1050 37 49,7 3 8,9 90,1 13,4 0,7 Анализ результатов экспериментов комплексов кольматантов, представленных в таблицах 4.6-4.7 показывают, что ввод кольматантов размером от 2 до 100 мкм концентрацией 3-5% в состав бурового раствора не ухудшают его основные технологические параметры, существенно улучшает его способность профилактики осложнений, способствует снижению фильтрации в пласт и повышению устойчивости ствола скважины. Эти рекомендации реализованы при формировании составов СПС.
Следует отметить и тот факт, что тонкодисперсный кольматант, представленной в данном случае карбонатным утяжелителем, активно выстраивается внутри фильтрационных пор, очевидно формирование кольматационной корки по такому механизму должен способствовать снижению динамической фильтрации к минимуму. Толщина кольматационной корки изменяется от 2,5 мм для глинистого бурового раствора до 3,5-4 мм для безглинистого бурового раствора.
Результаты исследований ингибирующей способности буровых растворов Для обоснованного выбора эффективных ингибирующих добавок в сухих полимерных смесях принят во внимание анализ отечественного и мирового опыта применения соответствующих химических реагентов [83].
Наиболее доступным, эффективным и удобным, с точки зрения применения в сухих полимерных смесях является хлористый калий. Совместно с Клеттером В.Ю. определена концентрация КС1, обеспечивающая необходимый уровень ингибирования (таблица 4.8).
Для чистоты эксперимента были взяты не образцы глин из терригенных отложений при строительстве скважин, а химически необработанные глины талалаевского глинопорошка.
Показатели набухания глины растворами КС Концентрация хлористогокалия, % Степень набухани Периоднабухания г, час Количество поглощенно й жидкостиК2, мл/г глины Средняяскоростьнабухания со,мл/г-чх(10-3) Ингибирующая способностьс
При концентрации 5-7% КС1 все процессы гидратации практически прекращаются через 2 часа, количество поглощенной жидкости уменьшается кратно. В присутствии хлористого калия происходит преимущественно поглощение катиона К+, в силу специфики свойств которого гидратация глинистых частиц интенсивно подавляется на первой стадии набухания. Максимальная ингибирующая способность Си = 45,8 соответствует 7%-ой концентрации КС1. С увеличением его содержания до 20% ингибирующая способность несколько уменьшается, но остается достаточно высокой, Си = 26-27 [83].
Кроме хлористого калия достаточно широкий опыт применения в буровых растворах в качестве ингибиторов (особенно за рубежом) имеют такие соединения как формиат калия, ацетат калия, поташ и др. Для проверки влияния анионов на степень ингибирования проведен эксперимент с рядом растворов калийсодержащих солей (рисунок 4.6), подобранных таким образом, что концентрация катионов К+ в этих растворах была одинакова и эквивалентна 5%-ному раствору КС1 ([К+] = 26170 мг/л). , что различие в динамике набухания образцов в калиевых растворах имеет место, хотя и незначительное. Возможно, это является следствием различных значений рН: раствор хлористого калия является нейтральной средой, формиат и ацетат калия - слабощелочной, карбоната калия - щелочной (рН=11,8). Таким образом, для дальнейших опытов используем самый доступный из калийсодержащих реагентов -хлористый калий [83].
Анализ кинетики набухания бентонитовой глины показывает четкое разделение этого процесса на две стадии: - быструю и замедленную, что обусловлено характером адсорбции. Быстрая стадия сопровождается положительной, когда, в основном, поглощается растворенное вещество, которое в силу высокой скорости обменных реакций, адсорбируясь на поверхности глинистых частиц, гидрофобизирует поверхность и предупреждает развитие гидратации. Замедленный темп характеризует отрицательную адсорбцию, когда поглощается растворитель - вода.
Таким образом, эффект действия ингибиторов набухания на низкоколлодальные глины значительно меньше, чем на глины с более высокой коллоидальностью. Это говорит о необходимости изучения и анализа характеристик глинистых пород, слагающих соответствующий геологический разрез, при выборе ингибиторов для рецептуры бурового раствора.
Эффективность торможения процессов гидратации во многих случаях определяется способностью бурового раствора отдавать фильтрат, что подтверждается данными [83]. Можно предположить, что на процесс гидратации глинистых пород определенное влияние оказывает количественное значение водоотдачи бурового раствора.
Исследования проводились на образцах глины Белебеевского месторождения. В качестве среды набухания использовался малоглинистый биополимерный раствор, показатель фильтрации которого регулировали путем изменения концентрации крахмала (таблица 4.10).
