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 | 4 |   ...   | 5 |

Обобщения итехнологические разработки по повышению качества,эффективности и экологическойбезопасности буровых работ

-- [ Страница 2 ] --

Основное внимание висследованиях уделяется факторамустойчивости промывочных дисперсий. Так, еслиповедение глинистых растворовудовлетворительно описывается теориейДЛФО Дерягина – Ландау – Фервея - Овербека(динамическое равновесие силэлектростатического отталкивания иВан-дер-Ваальсового притяжения коллоидныхчастиц), то при переходе к полимерглинистым иводополимерным растворам большую рольиграютсинергетические эффекты - признакнелинейной зависимости термодинамических функций отстепеней свободы системы. Любойтехнологический параметр раствора Ki– естьфункция всех степеней свободы системы. Применительнок дисперсным системам независимые степенисвободы связаны с давлением (P), температурой (Т) идисперсностью. При данном компонентномсоставе система стремится к максимальномучислу степеней свободы. Так, вода имеет только двестепени свободы, связанные с давлением итемпературой. По мере накопления в водеглинистых частиц система приобретаеттретью степень свободы, связанную сдисперсностью глинистой фазы. Такимобразом, минимальное число степеней свободыбурового раствора равно 3. Для сниженияфильтрации, регулирования реологических, ингибирующихи смазочных свойств буровых растворов всистему вводятся различные полимеры. Сточки зрения термодинамики полимерная обработкаглинистой суспензии повышает число степенейсвободы системы до 4, так как увеличиваетчисло компонентов системы, не изменяячисла присутствующих фаз. В общем случаетехнологический параметр буровогорастворазависит от температуры (Т), давления (P) и концентрацийкомпонентов раствора (Cij)

Ki = f(P,T, Cij). (1)

Выражение (1) может бытьпредставлено в форме уравнениярегрессии

Ki = P+ T + C, (2)

где , , -характеристические коэффициенты.

Уравнение (2) позволяеттакже рассчитать необходимые концентрацииреагентовдля обеспечения заданных технологическихпараметров буровых растворов. Расчетхарактеристических коэффициентовуравнения (2) вариационным методом часто неточен из-заприближения линейной зависимости Ki=f(Ci).Более достоверен дифференциальный метод,по которому характеристическиекоэффициенты в уравнении (2) являются функциямисоответствующих степеней свободы.Действительно, полагая Kiполным дифференциалом, запишем уравнение(2) в дифференциальной форме

d(Ki) =(Ki /Т)dТ + (Ki /С)dС + (Ki /Р)dР. (3)

Данное выражениеявляется основным параметрическимуравнением квазистационарной модели буровогораствора в дифференциальной форме.Данныемодельныепредставления отличаются от реальныхфизико-химических процессов, наблюдаемых прициркуляции бурового раствора, тем, чтопроисходят вравновесных условиях, то есть, полагается,что за время равное периоду циркуляциираствора успевает установиться динамическоеравновесие обменных диффузионных и энергетических потоковна границе горной породы с дисперсионной средойраствора. Частные производные в уравнении (3)также являются функциями соответствующихстепенейсвободы

(Ki/С) = (a1– k1C1)/C2;

(Ki /Т) =(a2 + k2T1 – k2b)/(b-T)2, (4)

где а1, а2, b, k1,k2 –постоянные численные коэффициенты.

Таким образом, длялюбого числа степеней свободы можнорассчитать частные производные в уравнении (2) ирешить его, интегрируя обе части в исследуемыхинтервалах варьирования переменных.Используя уравнения для частныхпроизводных(4), перепишем выражение (2) в интегральнойформе

P1T1TC1C

Ki = dP + dT + (a2 +k2T1– k2b)/(b - T)2dT + dC + (a1– k1C1)/C2dC. (5)

00 T10 C1

Разработанный методисследования дисперсных систем, основанный наанализезависимостей технологических параметровсистемы от степеней свободы, позволяет достаточноточно выбрать необходимое число степенейсвободы для обеспечения заданных технологическиххарактеристик бурового раствора.

Практически во всехсовременных системах буровых раствороводновременно присутствуют и пептизаторы,стабилизирующие глинистые коллоиды, игидрофобизаторы, обладающиеантидиспергирующим и флокулирующимэффектами. Вкачествегидрофобизирующих реагентов наиболеечасто используют поверхностно-активные вещества(ПАВ), обладающие адсорбционной активностью наалюмосиликатной поверхности. В отличие отионогенныхПАВ, поведение неионных полимерных реагентов иПАВ, слабо влияющих на величинуэлектростатической составляющейрасклинивающего давления, в глинистых растворахпрактически полностью определяетсясорбционно-сольватным факторомустойчивости. Мицеллы неионогенных ПАВ (НПАВ) характеризуются более высокойтермодинамической устойчивостью и необразуют реверсивных структур приадсорбции на поверхности дисперсных частиц. Это означает,что

НПАВ/Н2О < ИПАВ/Н2О;

НПАВ/Н2О <<Г/НПАВ/Н20, (6)

где НПАВ/Н2О - поверхностное натяжение награнице мицелл НПАВ с водой;

ИПАВ/Н2О -поверхностное натяжение на границе мицелланалогичного по гидрофоб-ности ионогенного ПАВ c водой;

Г/НПАВ/Н20 - межфазное натяжениемикрореверсивных структур, образующихся при адсорбции НПАВ наколлоидных частицах.

Таким образом, имеетместо гидрофобизация адслоями НПАВвыбуренных частиц и стенокскважины и сорбционно-сольватнаястабилизация молекулами НПАВ алюмосиликатныхдисперсных частиц. Это обуславливает весьма высокуюценность НПАВ в качестве универсальныхреагентов для буровых растворов, выполняющих, какстабилизирующую, так и ингибирующуюфункции.

Важным направлениемисследований является совершенствованиесмазочных иантиприхватных свойств промывочныхжидкостей в результате совместного использования НПАВ санионнымиПАВ – солямижирных кислот (ЖК). В этих комплексах НПАВвыступает мицеллообразователем, количество которогострого лимитировано требованием полногодиспергирования ЖК. Содержаниемицеллообразователя в смазочной добавкебудет темниже, чем выше солюбилизационная емкостьприменяемого НПАВ. Силыгидрофобной ассоциации качественно можнорассматривать, как дополнительные вклады вработукогезии (для макроповерхности) или энергиюВан-дер-Ваальсовых взаимодействий (длядисперсных частиц). Между тем, энергиягидрофобных взаимодействий (ЭГВ) может бытьрассчитана непосредственно, как энергияагрегацииуглеводородных радикалов. Наиболее легкоЭГВ рассчитывается для анионных икатионныхПАВ.

Среди широкоприменяемых НПАВ различают эмульгаторы имицеллообразователи. В целом, эмульгаторыобладают гораздо большей поверхностнойактивностьюна границе с неполярной фазой по сравнениюс мицелообразователями. Так, поверхностноенатяжение 0,3 %-ного раствора НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом(ГЛБ) =4,3 на границе с гексаном составляет 2,7мН/м, а раствора НПАВ с ГЛБ=16 той жеконцентрации – 20 мН/м. При созданиигетероадагуляционных композиций наиболееэффективны среди НПАВ так называемыегидрофобизаторы – вещества, повышающиеэффективность смазочного действия за счетусиления гидрофобного экранированияметаллической («внутренние»гидрофобизаторы) или мицеллярной(«внешние» гидрофобизаторы) поверхностей.Гидрофобизаторы применяют приотносительно высокой степени нейтрализации(СН) жирныхкислот, когда в водной фазе буровогораствора имеется мицеллярная система,образованная солями жирных кислот. При этомостаточные не нейтрализованные жирныекислоты солюбилизируются в мицеллах ПАВ. К«внешним» гидрофобизаторам относятсяполиалкиленгликоли, их алкил-, арил- идругие производные. Действиеполиалкиленгликолей заключается вгидрофобизации поверхности мицелл врезультате комплексообразования с молекуламианионных ПАВ посредством подандныхвзаимодействий между атомами кислородаоксиалкильной цепочки и неорганическимипротивоионами. При этом значительноснижается критическаяконцентрация мицеллообразования (ККМ)нейтрализованных ЖК и увеличиваетсяконцентрация мицеллярных структур. Врезультате повышается эффективностьэкранирования трущихся поверхностей за счетколичественной гидрофобизацииадсорбционных слоев мицеллами ПАВ. К«внутренним» гидрофобизаторам можноотнести полиалкилсилоксан, образующийсяпри нейтрализации жирных кислот гидрофобизирующей кремнийорганическойжидкостью (ГКЖ), а также олефины,ацетали, свободные ЖК, выступающие врассматриваемых смазочных добавках вкачестве естественного гидрофобизатора.«Внутренний» гидрофобизатор органичновключается в смазочную добавку в результатесолюбилизации в углеводородных ядрахмицелл ПАВ, что усиливает когезионноевзаимодействие между гидрофобнымиэлементами адсорбционных слоев ПАВ иобеспечивает буровым растворам низкийкоэффициент трения. Действие «внешних» и«внутренних» гидрофобизаторов можнооценить по величине энергии гидрофобныхвзаимодействий U между углеводородными радикаламиадсорбированных молекул,вычисляемой по следующему уравнению

U = , (7)

где - средняя объемная плотностьСН2- группы вадслое;

-свободная энергия, освобождаемая при входев состояние ассоциации каждой СН2-группы;

-объем перекрытия соседних адслоевПАГ.

В таблице 1 приведенырезультаты расчета энергии U для смазочныхсоставов сравными СН,отличающихся природой используемогогидрофобизатора. Из этих данных видно, чтоприменение «внутреннего» гидрофобизатора–полиалкилсилоксана, более эффективно, чемдействие смеси низкомолекулярныхполиалкиленгликолей (ПАГ), выступающих в роли«внешнего» гидрофобизатора. Это объясняется тем, чтополиалкилсилоксан, взаимодействуя суглеводородными радикалами адсорбированных ЖК,способствует более высокой гидрофобизациитвердой поверхности. В то же время, «внешние»гидрофобизаторы (ПАГ), обеспечивая наименьшиезначения ККМ присутствующих ПАВ, неспособны стабилизировать нормальнуюориентацию неполярных цепей, которыерасполагаются практически параллельноповерхноститрения.

Таблица 1 – Показателиэффективности смазочных добавок,использующих различные гидрофобизаторы, вглинистом буровом растворе (бентонит-7%)

Смазочнаядобавка

СН ККМ, % U, Дж k тр

ЭСД,МПа-1

ЖК 0,35 0,108

6,75 10-18

0,042 0,0102
ЖК+ГКЖ 0,35 0,064

97,9 10-18

0,035 0,0085
ЖК+ПАГ 0,35 0,011

7,5 10-18

0,040 0,0097

ЖК+ГКЖ+ПАГ

0,35 0,049

99,3 10-18

0,026 0,0063

Смазочная способностьтакже может улучшаться с повышениемсолюбилизационной емкостимицелообразователя.

В таблице 2 приведенырезультаты исследования смазочнойспособности буровых растворов,обработанных смазочными составами,представляющими собой смеси ЖК (с С14 по С18) имицеллообразователей (НПАВ с различнымизначениями ГЛБ). В ней представлены такжеминимальные концентрации НПАВ СR в смазочной добавке,обеспечивающие предельную солюбилизациювсех жирных кислот, присутствующих всистеме. Дана также оценка сравнительнойэффективности применениямицеллообразователей с различнымисвойствами: солюбилиза-торов (ГЛБ=15-16) истабилизаторов прямых эмульсий (ГЛБ=10-14).

Полученные результаты,приведенные в таблице 2, позволяют сделатьследующие выводы. Во-первых, введениемицеллообразователя в состав смазочнойдобавки практически не снижаеткоэффициент трения. Это связано с тем, чтоповышение эффективности смазочного слояне всегда компенсирует уменьшение содержания ЖК в смазочнойдобавке за счет наличия НПАВ. Во-вторых,наиболее эффективно (обеспечиваются наименьшиезначения ЭСД) применение солюбилизатора соптимальным ГЛБ, равным 16,5, солюбилизатор сГЛБ=14,5 менее эффективен из-за более низкойсолюбилизационной емкости. Использование вкачестве мицеллообразователя стабилизатора прямыхэмульсий(НПАВ с ГЛБ=13,6) малоперспективно и заметноне улучшает смазочные свойства посравнению с «чистыми» ЖК.

Таблица 2 – Смазочные свойствагетероадагуляционных систем на основекомплексов НПАВ и ЖК

ЖК, %

Содержание, %

ГЛБ НПАВ

СR, %

Kтр

ЭСД, МПа-1

ЖК+НПАВ1, (1:1)

ЖК+НПАВ2, (1:1)

ЖК+НПАВ3, (1:1)

0,5

-

-

-

-

100

0,07

0,019

-

0,5

-

-

16,5

50

0,06

0,015

-

-

0,5

-

14,5

60

0,07

0,017

-

-

-

0,5

13,6

80

0,07

0,019


Примечание: Прочностьсмазочного слоя характеризовалипоказателем эффективности смазочногодействия (ЭСД), имеющего смысл удельногокоэффициента трения (Kтр) смазочной пленки,для которой предельная нагрузкасоставляет 1 МПа

Выполненныетеоретические исследования позволили создать новыйкласс технологических жидкостей исмазочныхдобавок.

Третий раздел диссертации посвящен лабораторным исследованиям и опытно-промысловым испытаниям модифицированныхбуровых растворов для различных условийбурения на месторождениях ОАО«Сургутнефтегаз».

В основу разработокположены современные теоретическиепредставления о процессе ингибированиянеустойчивых глинистых пород ииспользования реагентов с повышенными ингибирующими свойствами. Прирешении задачи повышения антидиспергирующейспособности разрабатываемых систембуровых растворов большое вниманиеуделялось созданию безопасных дляокружающей среды промывочных жидкостей сучетом экологических особенностей ихприменения на месторождениях ЗападнойСибири.

Лабораторныеисследования по обоснованию оптимальногосостава пресного высокоингибирующего иэкологически безопасного глинистого буровогораствора (ПВБР) проводились с помощью известных испециально разработанных методик сприменением современногоэкспериментального оборудования иприборов. Для определенияингибирующей способности и диспергирующейактивности использовали тестер динамикинабухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/Сompaсtor и методику оценки диспергирования шлама (роллинг тест). Для определениятехнологических характеристик буровыхрастворов (реологические, тиксотропные свойства и фильтратоотдача) приразработке рецептур ПВБР использованыметодики контроля параметров буровых итампонажных растворов (СТП 103-2003).

Рецептуры глинистыхбуровых растворов корректировали с учетомпрогрева до75 °С. Технологическиепараметры базовых растворов представлены в таблице 3.

Из данных таблицы3 следует, что оптимальнымингибирующим эффектом обладает рецептура № 2.На рисунке 1 представленырезультаты оценки ингибирующей активности базовыхрецептур бурового раствора. Для сравнения

Таблица 3 Технологическиепараметры базовых рецептур буровыхрастворов

№ п/п

Состав раствора

Технологическиепараметры

,

кг/м3

Т, °С

300

600

СНС, дПа

Колл, %

Тф, %

Ф, см3

рНф

пл мПа с

0, дПа

ВНСС0,03 об./3 мин

n

K

1

Глинистый раствор

(р=1100 кг/см3) Kem Pas - 0,15 %

Poly Kem-D – 0,03 %

1100 26 25 40 14/19 2,31 6 5,5 7,5-8 15,0 47,9 24194

0,68

0,37

2

Глинистый раствор

(=1100 кг/см3)

Poly Kem-D – 0,3 %

1100 52 40 62 38/58 2,6 6 3,6 7,5 22,0 86,1 18196 0,63 0,78

3

Глинистый раствор

(=1100 кг/см3) Kem Pas - 0,15 %

Poly Kem-D – 0,03 %

Ксантановая смола– 0,2 %

1120 40 34 48 24/34 2,64 7 4,5 7,5-8 14 96 28950 0,5 1,53


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 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.