авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Разработка технологии сохранения устойчивости литифицированныхглин на основе регулируемой кольматации

-- [ Страница 2 ] --

При бурении разведочных скважин на Северо-Кожвинском месторождении наибольшую опасность с точки зрения потери устойчивости, каверно- и желобообразования представляют отложения верхнего девона в интервале 880 - 1710 м, сложенные литифицированными глинистыми породами, процентное содержание которых в интервале составляет более 75 %. Используемый на скважинах №№ 11,12 малоглинистый буровой раствор, содержащий в своем составе бентонит, ЭКОПАК, ХВ-полимер, хлорид калия, кальцинированную и каустическую соду, IKLUBE и другие материалы (плотность - 1220 кг/м3, условная вязкость - 50 - 68 с., показатель фильтрации - 6 - 6,4 см3/30 мин., толщина фильтрационной корки - 0,6-0,8 мм, СНС за 1/10 минут - 30/120 дПа.), что не предотвратило указанные выше осложнения, принявшие катастрофический характер.

Мы считаем, что основной причиной обвало- и кавернообразования на рассматриваемых месторождениях является снижение взаимодействия между агрегатами в массиве породы. Фильтрат бурового раствора или сам раствор, проникая в пласт по системе микро- и макротрещин, снижает сцепление между контактирующими поверхностями. Снижение интенсивности капиллярных процессов можно достичь, добавляя в состав раствора адгезионные кольматирующие добавки, которые позволят не только закупорить поры и трещины, но и усилят сцепление между агрегатами в массиве породы.

Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям устойчивости глин в среде буровых растворов, в том числе с адгезионно-активными добавками.

Исследования проводились с использованием приборов и методик, представленных во второй главе.

В качестве основной среды был выбран полимерглинистый раствор. Это объясняется следующими причинами:

  • низкое содержание твердой фазы улучшает технико-экономические показатели бурения и, следовательно, снижает время контактирования горных пород с водными системами;
  • присутствие глинистой фазы повышает кольматирующую способность бурового раствора и возможность поддержания структурных характеристик в кавернозных интервалах;
  • полимерные реагенты линейного и слаборазветвленного строения (особенно полиакриламиды), наряду с коллоидной глинистой фазой, обладают относительно хорошей кольматирующей способностью.

В качестве ингибирующих добавок при исследовании набухания использованы хлорид калия, полигликоль, жидкое стекло, хлорид магния. При этом три последние добавки обладают и кольматирующей способностью. Результаты исследования набухания пород в среде буровых растворов представлены на рисунках 2-4.

Анализ лабораторных исследований подтвердил, что интенсивность и характер набухания зависят от состава глинистых образцов и вида ингибитора в полимерглинистом буровом растворе.

Исследования показали, что присутствие в глинистых породах песка или песка с одновременным повышением минерализации снижает величину набухания. Это связано как с уменьшением количества глинистой фазы, так и кольматирующей способностью реагентов и материалов при повышении проницаемости образцов. Так, например, минерализованные глинисто- песчаные образцы увеличиваются в объеме в первые 20-40 минут контакта с буровыми растворами (Рис. 4), затем процесс набухания завершается, что объясняется наличием в образцах кристаллов хлорида натрия, которые при контакте с водными фильтратами частично растворяются.

Исследования показали, что из всех исследованных реагентов наиболее слабые ингибирующие способности проявляет хлорид калия. Это связано с высокой скоростью проникновения иона калия, снижением вязкости фильтрата и, следовательно, ускорения процесса увлажнения. При этом обменные реакции не вносят существенного вклада в снижение интенсивности набухания.

Рисунок 2. - Набухание глинистых образцов

1 – 0,3 % хлорида магния, 2 – 3 % полигликоля, 3 – 3 % жидкого стекла, 4 – полимерглинистый раствор, 5 – вода, 6 – 3 % хлорида калия

Рисунок 3. - Набухание минерализованных

глинисто-песчаных образцов

1- 3 % полигликоля, 2 – 0,3 % хлорида магния, 3 – полимерглинистый раствор, 4 – 3 % жидкого стекла, 5 – 3 % хлорида калия, 6 – вода.

Рисунок 4. - Набухание глинисто-песчаных образцов

1 – 0,3 % хлорида магния, 2 – 3 % полигликоля, 3 – 3 % жидкого стекла, 4 – полимерглинистый раствор, 5 – 3 % хлорида калия,

6 – вода

Определенный вклад в снижение интенсивности процессов набухания вносит присутствие полимерных реагентов в следствие адсорбции полимеров на поверхности образцов и образования полимерглинистой пленки, препятствующей контакту образцов с водной фазой бурового раствора.

Хорошие результаты показала обработка жидким стеклом и полигликолем. Оба реагента являются достаточно сильными гидрофобизаторами и обладают достаточно высокой молекулярной массой, что и привело к уменьшению величины набухания по сравнению с исходным полимерглинистым раствором.

Степень набухания уплотненных глин в значительной степени снижается при обработке бурового раствора хлоридом магния при концентрациях не превышающих 0,3 % мас. Это можно объяснить тем, что данное соединение относится к гидролизуемым соединениям, которые в щелочной среде образуют сложные анионы и катионы. Эти соединения совместно с полимерами уменьшают поверхностную гидратацию за счет эквивалентной адсорбции, капсулирования глин полимерами, гидрофобизации глинистых минералов, образования в микротрещинах и порах конденсацоинно-кристализационной структуры.

В экспериментах по капиллярному всасыванию были исследованы «классические» рецептуры ингибирующих растворов и более 70 составов полимерных малоглинистых и безглинистых буровых растворов. Кроме ингибирующих добавок были исследованы комбинированные реагенты и материалы. Это обусловлено следующими предпосылками:

  • новая фаза, конденсированная в ходе химических реакций, обладает лучшей кольматирующей способностью и высокой адгезионной способностью в момент образования;
  • смешивание нефти с сульфатами и хлоридами поливалентных металлов обеспечивает образование новой фазы, состоящей из нафтенатов соответствующих ионов, которые обладают высокой адгезионной способностью. Что установлено исследованиями Ахмадеева Р.Г., Карабалина У.С., Зозули В.П.. Но исследования проводились только для ингибирующих и соленасыщенных растворов;
  • промысловые и экспериментальные исследования, проведенные на кафедре бурения Куваевым И.В., показали возможность кольматации газовой сажей, А так как целью этих исследований являлась отработка смазочных композиций, то способность сажи кольматировать пористую среду осталась без особого внимания.

Результаты исследований представлены в таблице 1 и на рисунках 5-7.

При сравнительном анализе промывочных суспензий стандартного состава можно отметить, что их кольматирующая способность зависит не столько от показателя фильтрации, сколько от химического состава фильтрата, а по интенсивности воздействия на скорость капиллярной пропитки их можно выстроить в следующий ряд (по убывающей): силикатный, силикатный полимерный, гипсовый, хлоркальциевый, полимер-калиевый, лигносульфонатный, полимерный пресный, хлоркалиевый, полимер-солевой, пресный.

Присутствие в буровых растворах силикатных реагентов (жидкого стекла) всегда приводит к снижению интенсивности капиллярной пропитки, что связано с силикатизацией поверхности глинистых частиц или образованием нерастворимых соединений на карбонатной поверхности. И то, и другое приводит к конденсации нерастворимых соединений и кольматации порового пространства. Усиливает кольматацию и присутствие поливалентных солей. Достаточно слабыми кольматирующими свойствами обладают хлоркалийсодержащие промывочные жидкости, что связано со специфичными свойствами иона калия. В связи с вышесказанным и опытом использования хлоркалиевых буровых растворов в интервалах литифицированных глинистых пород можно сделать вывод о неэффективности их применения для предупреждения кавернообразования в таких отложения.

Таблица 1. - Составы и свойства буровых растворов

Состав раствора, % масс. Основные технологические свойства Радиус капиллярной пропитки через 5 мин., см
Плот-ность кг/м3 У.В., сек. Ф30, см3 Твердая фаза,%
1 2 3 4 5 6
1. Гипсовый: глинопорошок-6, гипс-1,известь-0,1, КССБ-2, КМЦ-0,3, пеногаситель, мел 1080 40,0 12,0 12,5 1
2. Хлоркалиевый: глинопорошок-6, хлорид калия-5, КОН-1, КМЦ-0,2, КССБ-2,5, мел 1080 40,0 13,0 12,0 3,6
3.Минерализованный: глинопорошок-6, хлорид натрия-5, кальцинированная сода-1,5, КССБ-3,КМЦ-0,5, мел 1080 42,0 10,5 12,5
4. Силикатный: глинопорошок-6, жидкое стекло-3, УЩР-2,мел 1080 25,0 10,0 12,5 0,9
5. Хлоркальциевый: глинопорошок-6, хлорид кальция-0,7, известь-0,5, КМЦ-1, КССБ-3,мел 1080 43,0 11,0 12,5 0,9
6. Полимер-солевой: МИН-18, ПАА-0,3, ОЭЦ-0,5, КССБ-3, кальцинированная сода-0,5 1220 18,0 10,0 3,0 3,6
7. Пресный: глинопорошок-7, КМЦ-0,1, УЩР-1,5 1080 29,0 9,5 7,5 3,5
8.Полимерный: ПАА (гипан, сайпан, ВПРГ, ПАП)-0,05-0,2, КМЦ(РАС)-0,1 (0,05), ингибитор-0-1, мел 1080 20,0-28,0 6,0-9,5 13,0 0,8
9.Лигносульфонатный: глинопорошок-10, КССБ-3, КМЦ-0,3, каустическая сода- 0,1 1075 32,0 8,5 11,5 1,2

Экспериментальные исследования показали, что в той или иной степени кольматирующей способностью обладают все испытуемые жидкости, по сравнению с глинистой суспензией и водой.

Это можно объяснить, в первую очередь, присутствием полимерных реагентов, которые модифицируют поверхность каналов. При этом образуется полупроницаемая мембрана с высокой осмотической активностью, способная задерживать не только твердую фазу, но и крупные молекулы и ионы растворенных в воде реагентов.

Рисунок 5 - Влияние жидкого стекла на скорость

капиллярной пропитки

1 – 0,3 % хлорида магния, 2 – 0,3 % сульфата алюминия,

3 – 1 % полигликоля, 4 – 3 % хлорида калия

Скорость капиллярной пропитки при обработке жидким стеклом снижается вследствие адсорбции на поверхности каналов значительных по размерам силикатных анионов (Рис.5). Однако содержание жидкого стекла не должно превышать 10 % для предупреждения чрезмерного загущения раствора.

Снижение интенсивности капиллярной фильтрации при обработке раствора MgCl2 происходит за счет конденсирования нерастворимых карбонатов и гидроокиси магния. Аналогичен механизм снижения скорости капиллярного влагопереноса при обработка бурового раствора сульфатом алюминия (Рис. 6).

Снижение радиуса капиллярной пропитки при обработке бурового раствора сажей и комбинированными добавками сажи и сульфонола объясняется в основном механической кольматацией порового пространства сажей. Кроме того, сульфонол является поверхностно-активным веществом, а гидрофобизация поровой поверхности способствует снижению капиллярного всасывания.

Рисунок 6.- Влияние сульфата алюминия на скорость

капиллярной пропитки

1 % каустической соды, 2 -1 % каустической соды + 1 % нефти, 3 -1 % кальцинированной соды, 4 – 1 % кальцинированной соды + 1 % нефти

Рисунок 7. - Влияние обработки полигиколем, ДАМФ и хлоридом калия

на скорость капиллярной пропитки

1 – диамонийфосфат (ДАМФ, 2 – полигликоль,

3 – полигликоль + 3 % хлорида калия, 4 – хлорид калия

Присутствие полигликоля в составе бурового раствора, как видно из полученных зависимостей, практически всегда снижает интенсивность капиллярной пропитки (Рис. 7). Хлорид калия, наоборот, практически не снижает радиус и скорость капиллярной пропитки.

Компонентный состав при оценке влияния буровых растворов на адгезионное взаимодействие в породе растворов выбран на основе результатов капиллярных исследований по критерию минимальной величины капиллярной пропитки. Составы испытуемых растворов и результаты исследований (при максимальной контактной нагрузке) представлены в таблице 2. Кроме того, были испытаны и буровые растворы, составы которых представлены в таблице 1.

На рис.8 показано изменение коэффициента адгезионного сцепления в среде буровых растворов различного компонентного состава. При этом вертикальная нагрузка изменялась от 2,5 до 10 кН. Наименьшее влияние на коэффициент сцепления оказывает слабоминерализованный и хлоркалиевый буровые растворы.

Рисунок 8. - Зависимость коэффициента сцепления от вертикальной нагрузки в паре порода-порода в среде буровых растворов различного компонентного состава: 1 - силикатный; 2 - гипсовый; 3 - слабоминерализованный; 4 - полимерный раствор + ДАМФ; 5 - хлоркалиевый; 6 - хлоркальциевый.

Из широко используемых ингибирующих буровых суспензий наибольшей адгезионной активностью обладают гипсовые, силикатные и хлоркальциевые растворы, способные к формированию конденсационно-кристаллизационных структур в призабойной зоне пласта. Пресные полимерные растворы, благодаря хорошим смазочным свойствам, снижают коэффициент сцепления почти также эффективно как нефтесодержащие добавки.

Результаты эксперимента показывают, что базовый полимерный раствор незначительно увеличивает силы сцепления (табл.2). Это связано с тем, что полимерные реагенты при низких концентрациях (менее 1 %) обеспечивают смазывающий эффект. А при увеличении их концентрации свыше 1 % проявляется «склеивающий» эффект за счет образования полимерных пленок с высокой адгезионной способность.

Таблица 2- Составы буровых растворов и результаты адгезионных исследований

Состав раствора Коэффициент адгезионного сопротивлния, Кас
1 2
Вода 0.361
Вода + глинопорошок 10 % 0.353
Глинопорошок - 2%; ПАА - 0.5 %; КМЦ - 1 %
(Базовый 1)
0.306
Базовый 1 + MgCl2 – 0.1 % 0.356
Базовый 1 + MgCl2 – 0.1 % + NaOH 1 % 0.407
Базовый 1 + MgCl2 – 0.1 % + Na2СО3 1 % 0.345
Базовый 1 + MgCl2 – 0.1 % + NaOH 1 % + нефть 1 % 0.461
Базовый 1 + Al2(SO4)3 – 0.1 % + NaОН – 1 % 0.280
Базовый 1 + Al2(SO4)3 – 0.1 % + Na2СО3 – 1 % +
нефть – 1 %
0.331
Базовый 1 + жид. стекло – 1 % + MgCl2 – 0.3 % 0.358
Базовый 1 + жид. стекло – 1 % + Al2(SO4)3 – 0.3 % 0.397
Базовый 1 + сажа - 0.5 % 0.330
Базовый 1 + сажа - 0.5 % + сульфонол - 1 % 0.242
Базовый 1 + жидкое стекло - 3 % + полигликоль 3 % 0.386
Базовый 1 + полигликоль 3 % 0.321
Базовый 1 + КCl - 3 % 0.310
Базовый 1 + КCl - 3 % + полигликоль 3 % 0.302
Базовый 1 + КCl - 3 % + жидкое стекло 5 % 0.379
Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 % 0.381
Базовый 1 + ДАМФ- 0,5 %+ жидкое стекло-1 % 0.401
Базовый 1 + ДАМФ – 1 % + сульфат алюминия -0,1% 0.397


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.