WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

В третьей главе рассмотрены проблемы и технологические решения для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважин. Физико-химическое действие раствора вызвано воздействием дисперсионной среды на проходимые породы. Поведение глинистых пород, прежде всего, обусловлено их гидрофильностью. Физико-химическое влияние фильтрата бурового раствора на свойства глинистых пород рассматривается через действие адсорбционных, капиллярных, диффузионных и осмотических сил. Считается, что все эти силы в зависимости от минералогического состава глин, степени литификации, естественной влажности и т.п. в разной степени выражаются в степени набухания, усадке, размокании, приводящем к их разупрочнению.

Экспериментальные исследования и практические результаты, полученные при строительстве скважин, показывают на правомерность этих представлений. Однако управление глубиной проникновения фильтрата в глинистые породы за счет снижения показателя фильтрации, изменения солевого состава не позволяет в полной мере предотвратить процесс увлажнения и последующее разрушение глины.

Группой ученых (Ангелопуло О.К., Ахмадиев Р.Г., Карабалин У.С.) для сохранения устойчивости глин путем закупорки микро- и макротрещин (пор) на стенках скважины и снижения скорости увлажнения пород было предложено вводить в буровой раствор углеводородные соединения. Опыт использования гидрофобных добавок в гидратационноактивных глинистых отложениях Прикаспийской впадины показал, что их применение не всегда позволяет сохранить ствол скважины устойчивым. Этот факт явился основанием для проведения исследований, с целью изучения механизма гидрофобной кольматации и ее влияние на устойчивость глин.

Проведенными исследованиями установлены механизмы гидрофобной кольматации, реализация которых происходит: механическим путем за счет кольматации (закупорки) и адгезионного закрепления гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор); физико-химическим путем за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Для достижения эффективной гидрофобной кольматации глинистых пород гидрофобными кольматантами, по первому варианту, необходимо производить целенаправленное регулирование: краевого угла смачивания породы гидрофобным кольматантом в среде бурового раствора (); поверхностного натяжения на границе раздела фаз гидрофобный кольматант - буровой раствор ( ); адгезионных сил между породой и гидрофобным кольматантом (Wа) и сил когезии гидрофобного кольматанта (Wк); коэффициента растекания К = Wа – Wк и т.д.

В нефти и нефтепродуктах имеются активные компоненты, которые способны гидрофобизировать поверхность глин. Адсорбция активных компонентов нефти на твердой поверхности происходит тем интенсивнее и в большем количестве, чем более она гидрофильна. Поэтому глины лучше адсорбируют ПАВ из нефти, например чем пески. Гидрофобизация, связанная с химической фиксацией активных компонентов нефти на твердой поверхности, возможна только при непосредственном соприкосновении нефти с ней и невозможна при наличии прослойки воды. Характерным для гидрофобной поверхности и прилипшей капли нефти на ней является увеличение силы адгезии, коэффициента растекаемости и краевого угла смачивания при увеличении вязкостных свойств нефтей. Поэтому, для реализации гидрофобной кольматации с адгезионным закреплением, наиболее предпочтительнее те реагенты ПАВ, которые способствуют большим значениям сил адгезии и минимальным значениям по абсолютной величине коэффициентам растекаемости.

Механическая кольматация (закупорка) и адгезионное закрепление гидрофобными материалами микро- и макротрещин (пор) реализуется путем прилипания капель нефти к твердой поверхности в водной среде раствора (рис.5).

Рис. 5. Схематическое изображение реализации гидрофобной кольматации по первому варианту

Этому могут способствовать добавки нефтерастворимых и некоторых водорастворимых ПАВ. ПАВ способны, химически адсорбируясь на поверхности пород, образовывать новую более гидрофобную поверхность, увеличивая вероятность прилипания многих других капель нефти, затем их капиллярной фильтрации в водонасыщенную породу, затрудняяя тем самым капиллярную фильтрацию воды в “гидрофобизированные” породы.

Исследованиями установлено, что лучшие результаты дают применение катионоактивных ПАВ(карбозолин О, карбозолин С, катапин А и др.) и анионоактивный сульфонол. В скважиных условиях, когда раствор находится под давлением, процесс гидрофобной кольматации происходит более эффективно. Кроме того, на твердой поверхности за счет адсорбции таких ПАВ в нефти, как смолы, асфальтены, парафины и др., могут образовываться коллоидизированные слои с развитой пространственной структурой, приводящие к увеличению в этих слоях структурной вязкости и упругих свойств, вследствие чего наблюдается затухание фильтрации бурового раствора.

Такие структурированные слои, прилипающие к твердым поверхностям, могут создавать весьма прочный гидрофобный экран, способный выдержать термобарические условия в скважине и препятствующий дальнейшему активному капиллярному увлажнению проходимых глинистых пород.

Гидрофобная кольматация, по второму варианту, осуществляется путем образования соединений включения (клатратов) в структуре гидратированной воды на поверхности глин.

Взаимодействие глинистых пород с буровым раствором (водой) начинается впитыванием мономерной воды через гидратированную воду.

Схематически ячейка гидратированной воды на поверхности глины и эмульгированное масло в растворе изображены на рис. 6 (вид по нормали поверхности глин). Через каждую ячейку гидратированной воды имеет место поступление молекул мономеров воды, приводящее в конечном счете к увлажнению и снижению устойчивости глин.

Рис. 6. Схематическое изображение образования клатратов при комплементарности и предорганизованности хозяина к гостю

Так как у гидратированной воды реализованы электростатические и химические связи, то каждая такая ячейка оказывается изнутри гидрофобной. В водной среде из-за высокой полярности в присутствии аполярного масла имеет место выталкивание частиц масла в ячейки гидратированной воды через водородные связи или диполь-дипольные взаимодействия. По существу, молекулы воды сильно притягиваются друг к другу, приводя к агломерации других аполярных компонентов системы по мере реализации сильных взаимодействий внутри раствора. Энергетические составляющие (энтальпия и энтропия) приводят к объединению гостя и хозяина с образованием комплекса с меньшим нарушением структуры воды и, следовательно, к приросту энтропии, приводящему к уменьшению общей свободной энергии. Процесс вытеснения водой аполярного масла в ячейки гидратированной воды продолжается до тех пор, пока все ячейки не будут заняты маслом. Если при этом размер ячейки (полости) и молекул масла соответствуют друг другу, т.е. если хозяин комплементарен и предорганизован гостю, то возможно образование прочных соединений включений, способных выдержать термобарические условия в скважине (рис.6). Образование таких соединений включений замедляет или полностью прекращает увлажнение глин. К тому же на поверхности глинистых пород появляются гидрофобные участки масла. В дальнейшем, благодаря этим гидрофобным участкам, поверхность глин может полностью покрыться гидрофобной пленкой (маслом) за счет применения гидрофобных кольматантов в буровых растворах. В солевых растворах обеспечивается плотная упаковка гидратированной структуры воды, поэтому соединения включения в солевых системах будут более прочными, устойчивыми и непроницаемыми для молекул мономеров воды.

Структура гидратированной воды зависит от состава и свойств глины и дисперсионной среды бурового раствора и может принимать различные геометрические формы в виде многоугольников, например, пяти - и шестиугольников, что соответствующим образом влияет на размеры полостей и прочность структуры. Поэтому рассматриваемый механизм будет более эффективно реализован в случае, если состав дисперсионной среды гидрофобного кольматанта представлен различным спектром молекул: от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов, т.е. на все размерные варианты водных полостей при образовании гидратных структур. При этом процесс поступления мономеров воды в глины значительно замедляется или прекращается вовсе.

Для доказательства реализации гидрофобной кольматации за счет образования соединений включений в структуре гидратированной воды на поверхности глин были проведены специальные исследования, по результатам которых можно судить об образовании клатратов.

Суть этих исследований состоит в том, что образование клатратов приводит к упрочнению структуры гидратированной воды. Если гидратированная вода и углеводородный кольматант формируют на поверхности глин устойчивые клатраты, то процесс сушки образцов глин, изготовленных при совместном и раздельном использовании компонентов должен отличаться.

Обозначим массу неиспарившейся воды в образце при раздельном вводе в определенный момент времени - m1(t), массу неиспарившегося гидрофобного кольматанта при раздельном вводе - m2(t), а суммарную массу неиспарившейся воды и гидрофобного кольматанта при совместном вводе - m3(t).

Экспериментальные результаты показывают, что процесс сушки, начиная с определенного момента времени подчиняется неравенству

m3(t)-[m1(t)+m2(t)]>0,

и имеет тенденцию к возрастанию, переходя затем в стадию стабилизации (рис.7).

Выполнение неравенства доказывает, образование устойчивых клатратов, способных удержатся в образце глины при 105С. Также неравенство показывает, разность неиспарившихся компонентов в образце глины в процессе сушки с течением времени при совместном (рис.7, кривая 2) и раздельном их использовании (рис.7, кривая 1).

Разность в неравенстве при завершении процесса сушки, показывает оставшуюся массу сформированных клатратов, устойчивых при температуре 105С.

Эффективность гидрофобной кольматации определяется, прежде всего, компонентным составом гидрофобного кольматанта и бурового раствора. Каждый компонент, входящий в состав гидрофобного кольматанта, выполняет свою функцию и вносит свой вклад на реализацию гидрофобной кольматации стенок скважины, обеспечивающий сохранение устойчивости глинистых пород.

Обоснуем требования к составам гидрофобных кольматантов для эффективной реализации гидрофобной кольматации глин. Состав гидрофобного кольматанта должен содержать: гидрофобизаторы ( анионоактивное или катионоактивное ), масла ( углеводороды от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов ), эмульгаторы ( ПАВ ) и гидрофобный наполнитель ( кольматант ). Функции эмульгатора и гидрофобизатора обычно выполняет анионоактивное или катионоактивное ПАВ.

Рис.7. Зависимость изменения суммарной массы неиспарившихся веществ в образцах серпуховской глины в процессе сушки при 105С при раздельном (1) и совместном (2) использовании воды и гидрофобного кольматанта

На основании результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан состав гидрофобного кольматанта, в масс. % : сажа 10 – 20, сульфонол 1 – 4, смесь углеводородов (от низкомолекулярных линейных парафинов до высокомолекулярных циклических асфальтенов) – остальное. Смесь углеводородов можно заменить на высокосмолистую нефть. Замена нефтопродуктов на растительные масла в составах гидрофобных кольматантов, с экологических соображений, вполне допустима: при этом гидрофобная кольматация реализуется путем формирования соединений включения в структурированной воде на поверхности глин и достигается сохранение их устойчивости.

В четвертой главе рассмотрены составы и методы получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 для ведения буровых и специальных работ в условиях АВПД с коэффициентом аномальности выше 2,3.

Утяжеленные растворы с высокой плотностью представляют собой сложные многокомпонентные полидисперсные системы с очень большим содержанием твердой фазы. Одним из перспективных направлений получения утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 является повышение плотности дисперсионной среды путем применения высокорастворимых солей, что позволяет регулировать содержание твердой фазы. Очевидно, что с увеличением плотности дисперсионной среды уменьшается количество сухого утяжелителя для получения раствора с требуемой плотностью. Разработаны составы утяжеленных растворов плотностью более 2500 кг/м3 ( калиевые и бромнатриевые ), предусматривающие поэтапное увеличение плотности путем ввода высокорастворимых солей и баритового утяжелителя, позволяющие регулировать содержание твердой фазы. В калиевых утяжеленных растворах в качестве калийсодержащих компонентов используются бромид и ацетат калия, позволяющие получать базовые системы (растворы до утяжеления баритом) плотностью 1400 – 1450 кг/м3. Калиевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные показатели по вязкости и СНС при плотностях 2500 – 2650 г/м3(табл.5). В качестве стабилизатора эффективен гидролизованный сополимер акрилонитрила с метилакрилатом.

В бромнатриевых растворах в качестве утяжелителя дисперсионной среды используется бромид натрия, позволяющий получать базовые системы плотностью 1450 – 1500 кг/м3. Бромнатриевые растворы после утяжеления баритовым концентратом имеют удовлетворительные значения вязкости и СНС при плотностях 2500 – 2700 кг/м3.(табл. 6).

Таблица 5

Показатели утяжеленных калиевых растворов

Состав раствора

Показатели раствора

r,

кг/м

Т,

с

СНС1/10, дПа

Ф,

см

1

Вода + 2,8 % глинопорошок + 35 % КВr + 2,1% КМЦ + барит

2500

105

10/26

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»