Химический и минералогический состав глин, применямых для приготовления глинистых буровых промывочных жидкостей. Гидратация глин и ингибирование глин.

Химический состав глин: Глинистые минералы по химическому составу представляют собой водные (содержащие кристаллизационную воду) алюмосиликаты.Суммарное содержание глинозема (Al2O3), кремнезема (SiO2) и воды достигает в глинах 75 – 90 %. Остальное приходится на долю других элементов периодической системы, среди которых явно преобладают Na+, K+, Ca2+, Mg2+ и Fe2+. На основании различий в химическом составе, строении кристаллической решетки и свойствах глинистые минералы объединяют в четыре основные группы, получившие название по ведущему минералу:- группа монтмориллонита (монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, соконит, нонтронит и др.);- группа гидрослюды (гидромусковит, гидробиотит); - группа каолинита (каолинит, диккит, накрит, галлуазит); - группа палыгорскита.

Глины принято называть по названию основного минерала: монтмориллонитовые, гидрослюдистые, каолинитовые и палыгорскитовые. Монтмориллонитовые глины среди специалистов по бурению скважин принято называть бентонитовыми или просто бентонитом. Глины, состоящие из нескольких глинистых минералов без явного преобладания какого-либо из них, называются полиминеральными (каолинит - гидрослюдистые, монтмориллонит - каолинит - гидрослюдистые и др.). Глинистые минералы относятся к группе силикатов с псевдогексагональным расположением оснований кремнекислородных тетраэдров, соединенных с алюмокислородными октаэдрами.

Минералогический состав:Каолинит (Al2O3•2SiO2•2H2O), Андалузит, дистен и силлиманит (Al2O3•SiO2), Галлуазит (Al2O3•SiO2•H2O), Гидраргиллит (Al2O3•3H2O), Диаспор (Al2O3•H2O), Корунд (Al2O3), Монотермит (0,2[K2MgCa]0•Al2O3•2SiO2•1,5H2O), Монтмориллонит (MgO•Al2O3•3SiO2•1,5H2O), Мусковит (K2O•Al2O3•6SiO2•2H2O), Накрит (Al2O3•SiO2•2H2O), Пирофиллит (Al2O3•4SiO2•H2O)

Гидратация глин: Способность глин к гидратации (присоединению воды), набуханию и диспергированию (дезинтеграции) определяется их минералогическим составом. Чем легче диспергируется и сильнее гидратируется глина, тем больший объем глинистого раствора с определенной вязкостью можно получить из одной и той же массы глины. Глины, которые легко поглощают воду, называются гидрофильными глинами, которые не поглощают воду – гидрофобными. При гидратации и диспергировании глины в воде частицы, на которые она распадается, приобретают определенное строение, называемое мицеллой.

Ингибирование глин. При бурении скважин ингибирование проводится для повышения стабильности технологических свойств буровых растворов в условиях агрессивного воздействия на них температуры, минерализованных пластовых вод и легко набухающих горных пород, а также для сохранения устойчивости стенок скважин, сложенных водочувствительными глинами. Технология ингибирования включает многокомпонентную химическую обработку (глинистого) бурового раствора путём введения коагулирующих агентов (хлорида кальция или калия, гипса, извести), регуляторов pH (едких натра или калия), понизителей вязкости (лигносульфонатов или нитролигнина), понизителей водоотдачи (карбокси- метилцеллюлозы или конденсированной сульфитно-спиртовой барды).

В зависимости от горно-геологических условий бурения применяют различные типы ингибированных буровых растворов. Для бурения в набухающих пластичных глинах при t до 100° С, повышающих вязкость растворов, используют известковый раствор (известь 0,5-1%, каустическая сода 0,2-0,3% и понизитель вязкости до 1%), при t до 150-180° С — гипсовый раствор (гипс до 1%, понизитель вязкости 0,5-1% и понизитель водоотдачи 1-2%). Бурение в глинистых сланцах, аргиллитах, склонных к осыпям и обвалам при увлажнении фильтратом бурового раствора, проводят с применением хлоркальциевого или калиевого растворов (хлористый кальций 1-1,5% или хлор.калий 3-6%, едкий натр.

6 Функциональные свойства буровых растворов,методы их определения, приборы.

Контроль за свойствами БПЖ в процессе бурения необходим для анализа влияния бур.раствора на ТЭП буровых работ с целью дальнейшего улучшения качества растворов.

Свойства бур. Растворов

Плотность –это масса единицы ее объёма. (кг\м3)Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба пром.жидкости. Градиент нормального пластового давления принят равным 0.01 Мпа\м, что эквивалентно давлению создаваемому столбом жидкости, имеющий плотность 1000кг\м3 По ПБ –плотность раствора при вскрытии нефтегазоводосодержащих отложений должна опред. для горизонта с максимальным градиентом пластового давления. Плотность бур. раствора не должна превышать проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скв. До 1200м и 5% для интервалов от 1200м. Плотность нефти 800кг\м3.

Определением плотности раствора ареометров АБР-1 Принцип действия:

Принцип работы ареометра основан на законе Архимеда. Глубина погружения ареометра пропорциональна плотности раствора, залитого в мерный стакан.(калибруют ареометр чистой пресной водой) Определение плотности раствора рычажными весами ВРП-1 Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов. Принцип работы рычажных весов ВРП-1М основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры.

Определение плотности раствора пикнометром –металлический сосуд известного обьема. Взвешивают сухой пикнометр, заполняют пикнометр раствором до верхнего края, очищают стенки и взвешивают. Плотность вычисляют по формуле p=P2-P1/V (P1-вес пикнометра с раствором, P2- вес пустого,V вместимость пикнометра.

 

Статическое напряжение сдвига (СНС) – это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига принятовыражать в дПа.

Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора. Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а так же ротационный вискозиметр.Принцип работы прибора основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси. В зависимости от вязкостного состояния исследуемой пробы используются разные нити, номер которых определяет коэффициент прибора.

Динамическое напряжение сдвига 0 (дПа) - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.

Пластическая (структурная) вязкость пл (Пас) - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора. Эффективная (кажущаяся) вязкость эф (Пас)-величина,косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига. (определяются на вискозиметре ВСН-3 или скоростном вискозиметре FANN)

Условная вязкость - величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению. В нашей стране условная вязкость (УВ, с) определяется временем истечения 500 см3 промывочной жидкости через вертикальную трубку вискозиметра ВБР-1 из воронки, заполненной 700 см3 промывочной жидкости. В состав ВБР-1 также входят мерная кружка и сетка. (так же определяют Воронкой Марша –замер времени истечения раствора из воронки 950см3) Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6Прибор ВМ-6 предназначен для определения водоотдачи глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, а также толщины глинистой корки, образующейся на фильтре. Водоотдача измеряется количеством фильтрата в см куб., выделяющегося при избыточном давлении (0,1 ± 0,01) МПа за 30 мин. с площади фильтрации диаметром 75 мм.(Фильтр пресс API и фильтр пресс ФЛР-1)

Определение толщины и проницаемости фильтрационной корки

Для измерения толщины фильтрационной корки можно использовать прибор ВИКА ИВ-2, металлическую линейку с миллиметровыми делениями и штангенциркуль с глубиномером. Поверхностные слои фильтрационной корки, полученной в процессе определения показателя фильтрации прибором ВМ-6 или фильтр-прессом ФЛР-1, смывают слабой струей воды, после чего кладут на стеклянную пластинку и вместе с ней - на основание прибора ИВ-2.

Определение проницаемости фильтрационной корки

Проницаемость фильтрационной корки является основным параметром, от которого зависит скорость статической и динамической фильтрации. Проницаемость можно определить с помощью прибора ВМ-6. Для этого после окончания процесса измерения на ВМ-6 показате-ля фильтрации, осторожно, не повредив фильтрационную корку, стакан прибора промывают дистиллированной водой.

Электрохимические свойства К общепринятым показателям электрохимических свойств буровых растворов на водной основе относятся: водородный показатель (pH); удельное электрическое сопротивление (УЭС, Ом•м). Для измерения величины рН применяют колориметрический и электрометрический способы. Колориметрический способ основан на способности некоторых красителей менять свой цвет в зависимости от концентрации ионов водорода и заключается в определении величины рН с помощью индикаторной (лакмусовой) бумаги и эталонных цветных шкал.

Определение удельного электрического сопротивления

Удельное электрическое сопротивление (УЭС, Ом•м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины пробы бурового раствора, заключенной в ячейке определенной конфигурации.

7 Плотность буровых растворов. Значение плотности буровых промывочных жидкостей при бурении скважин. Выбор и регулирование плотности БПЖ. Приборы для определения плотности БПЖ.

Плотность промывочной жидкости – это масса единицы ее объема (Кг на м3). Относительная плотность – отношение плотности при данных условиях, к плотности пресной воды при 4*С. Величина плотности определяет гидростатическое давление столба жидкости на забой и стенки скважины. Pгс=pgh. Для предупреждения флюидопроявленияPгс должно превышать Pпл (бурение на репрессии). По ПБ в нефтяной и газовой промышленности «Плотность б.р. при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с макс. градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения». Также «В скв. с глубиной до 1200м. минимальное превышение Pгс над Pпл = 10% (или 1.5МПа), с глубиной больше 1200м, 5% (или 2.5-3 МПа). При сильно большой плотности, стенки скважины могут не выдержать давления и б.р. проникнет в пласт по образующим трещинам, такое разрешен наз-ся гидравлический разрыв пласта. Из ПБ в н/г пром. «Максимально допустимая репрессия(с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения б.р. на любой глубине интервала совместимых условий бурения». Чрезмерная плотность может привести к: 1-ГРП. 2-Отрицательно сказывается на скорости проходки.3-это дополнительные расходы реагентов, утяжелителей, время приготовления такого раствора и т.д. Для каждого конкретного случая должна выбираться индивидуальная плотность Б.Р. исходя из условия бурения.

Приборы для определения плотности:

1-Ареометр. 2-Рычажные весы. 3-Пикнометр

 

8Реологические свойства буровых промывочных жидкостей и методы их регулирования и определения. Влияние реологических параметров на качество промывки скважин.

Реологические свойства промывочной жидкости играют важную роль при бурении скважин. Неудовлетворительные реологические свойства могут привести к образованию пробок в стволе скважины, забиванию шламом призабойной зоны ствола, снижению механической скорости бурения, размыву стенок ствола, прихвату бурильной колонны, поглощению промывочной жидкости и даже выбросу. Поведение промывочной жидкости обусловлено режимом ее течения. Известны два режима течения: ламинарный режим, который преобладает при низких скоростях течения (зависимость давление-скорость определяется вязкостными свойствами жидкости), и турбулентный режим,

который преобладает при высоких скоростях и зависит от инерционных свойств жидкости (вязкость на него влияет лишь косвенно).

Ламинарное течение. Ламинарное течение в круглой трубе можнонаглядно представить в виде скольжения одного очень тонкого цилиндра внутри другого Скорость цилиндров возрастает от нуля у стенки трубы до максимума на ее оси. Отношение разности в скоростях соседних слоев к расстоянию между ними называется скоростью сдвига.

Сила взаимодействия между двумя соседними слоями, перемещающимися относительно друг друга с определенной скоростью, зависит от рода жидкости, площади соприкосновения трущихся слоев и скорости сдвига (закон внутреннего трения И. Ньютона).

гдеF- сила трения между двумя соседними слоями жидкости; - динамическая вязкость, зависящая от природы жидкости.S- площадь соприкосновения слоев; у - скорость сдвига.Турбулентное течение. Течение в трубе перейдет из ламинарного в турбулентное тогда, когда скорость потока превысит определенное критическое значение. Вместо плавного скольжения слоев воды относительно друг друга в потоке возникают локальные изменения скорости и направления перемещения частичек при сохранении общего направления течения параллельно оси трубы. Критическая скорость, при которой происходит турбулизация потока, уменьшается с увеличением диаметра трубы, с повышением плотности и уменьшением вязкости. Она выражается безразмерным параметром - числом Рейнольдса. Число Рейнольдса учитывает главные показатели потока в трубе: диаметр трубы, среднюю скорость жидкости, плотность жидкости и ее вязкость. Число Рейнольдса представляется уравнением: Re= (VDp)/p. Поэтому у Ньютоновских жидкостей ламинарное течение определяется числом Рейнольдса равным 2000 и ниже. Турбулентное течение определяется числом Рейнольдса, равным 4000 или более. Переходный режим определяется числом Рейнольдса от 2000 до 4000.Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на следующие показатели и процессы, связанные с бурением скважин:

степень очистки забоя скважины от шлама;

степень охлаждения породоразрушающего инструмента;

транспортирующую способность потока;

величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины;

величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины в процессе бурения;

амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны;

интенсивность обогащения бурового раствора шламом;

полноту замещения бурового раствора тампонажным в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенками скважины и др.

Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

для оценки реологических свойств буровых растворов используются следующие показатели:

пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

динамическое напряжение сдвига ДНС, дПа;

коэффициент пластичности КП, 1/с;

показатель неньютоновского поведения ПНП;

показатель консистенции ПК, мПа*с;

эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 -ЭВ 100, мПа*с;

эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре ЭВ10000, мПа*с;

коэффициент сдвигового разжижения КСР.

С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.

9 Структурные свойства БПЖ и методы их регулирования и определения. Влияние СНС на качество промывки скважин.

Структурно-механические свойства БПЖ – это механические свойства буровых растворов (пластичность, упругость, эластичность и прочность), которые определяются их внутренней структурой.

По мех. св-вам гетерогенные (многофазные) буровые растворы могут быть: бесструктурными (свободнодисперсными), структурированными (связнодисперсными). В бесструктурных системах (золях) частицы дисперсной фазы не взаимодействуют друг с другом и не способны создавать какую-либо пространственную сетку – структуру. Мех. св-ва этих систем аналогичны механическим свойствам их дисперсионной среды и одинаковы в покое и при течении. В структурированных системах (гелях) частицы дисперсной фазы связаны между собой и образуют пространственную

структуру имеющую определенную механическую прочность.

В покое гели упрочняются, а попавшие в ячейки структуры дисперсионная среда (свободная вода) теряет свою подвижность. Однако перемешивание или нагревание системы нарушает структуру и возвращает ей свойства золя. Явление перехода геля в золь и обратно – тиксотропия.

Для возвращения структурированной системе свойств жидкости структуру необходимо разрушить, приложив некоторое усилие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т.е. от прочности образовавшейся структуры и характеризуется статическим напряжением сдвига.

СНС – это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. СНС принято выражать в дПа. Величина СНС определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора. Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина СНС должна превышать величину усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции бурового раствора будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к прихвату бурового снаряда шламом.

Однако с увеличением СНС ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности, а также возрастает величина импульсов давления на забой и стенки скважины при инициировании течения бурового раствора (при пуске насоса) и при проведении СПО. Это повышает вероятность флюидопроявлений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений бурового раствора.

Таким образом, величина СНС должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя. Для измерения величины СНС используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозиметры ВСН-3, ВСН-2М и вискозиметр FANN. Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин (СНС1) и 10 мин (СНС10) покоя.

Кроме названных показателей структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют и коэффициентом тиксотропии:

Кт = СНС10 / СНС1.

10 Фильтрационные свойства буровых промывочных жидкостей

1) Статическая фильтрация протекающая при отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине.

В условиях статической фильтрации, когда буровой раствор неподвижен, скорость фильтрации снижается, а толщина фильтрационной корки- увеличивается со скоростью, затухающей во времени.

2) Динамическая фильтрация, происходящая в условиях циркуляции бурового растовора.

В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным воздействием восходящего потока бурового раствора. Степень эрозии корки зависит от режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

3) Мгновенная фильтрация в момент скола породы долотом.

В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка быстро растет. После того, как скорость роста корки становиться равной скорости ее эрозии, толщина корки и скорость фильтрации стабилизируется.

Методы определения:

-определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6

-определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе Фильтр-пресс ФЛР-1

-определение показателя фильтрации на фильтр-прессе API

-определение фильтрации при повышенных температурах и давлениях