Лабораторная работа № 2

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

Методические указания к лабораторным работам

Ухта 2009

УДК 622.248.3: 622.245.3 (075.8)

Д 30

Деминская Н.Г., Физико-химические методы борьбы с осложнениями [Текст]: метод. указания к лабораторным работам. – Ухта: УГТУ, 2009. - 17 с.

Методические указания предназначены для выполнения лабораторных работ по дисциплине «Физико-химические методы борьбы с осложнениями» для студентов 3 курса специальности 130504 и направления 130500. Методические указания охватывают вопросы исследования физико-химических процессов при взаимодействии буровых растворов с горными породами и бурильным инструментом.

Содержание указаний соответствует рабочей учебной программе.

Методические указания рассмотрены и одобрены кафедрой бурения Пр. № 5 от 11.11.2009 г.

Рецензент Уляшева Н.М., профессор кафедры бурения.

Редактор Логачев Ю.Л.

В методических указаниях учтены предложения рецензента и редактора.

План 2009 г., позиция 86

Подписано к печати 11.11.2009

Компьютерный набор:

Объём 17 с., Тираж 100 экз. Заказ № 237

© Ухтинский государственный технический университет, 2009

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

Содержание

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1. «Исследование влияния химических реагентов и буровых растворов на набухание глин»…………………….........
ЛАБЛРАТОРНАЯ РАБОТА № 2 «Исследование влияния химических реагентов и буровых растворов на адгезионное взаимодействие на стенках скважины»…………………………………………………….………………….
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 3 «Исследование диспергирующих свойств буровых растворов»…………………………………………..……………........   БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК…………………………………………..

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ И БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА НАБУХАНИЕ ГЛИН

Опыт бурения скважин показал, что различные осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок скважины, чаще всего наблюдаются в глинистых отложениях, т. е. в наиболее распространенной осадочной породе. Из общего объема осадочных пород на долю глинистых минералов приходится около 80 %.

Известно, что глины – это тонкодисперсные, или пелитовые, породы состоящие из обломков, поперечный размер которых менее 0,01 мм. Состоят главным образом из продуктов химического выветривания коренных пород и в меньшей мере из частиц, образовавшихся при механическом выветривании других пород. Основные физико-химические свойства глин определяются как минералогическим составом, так и высокодисперсным состоянием. Некоторые глины состоят только из определенного глинистого минерала (мономинеральные), большинство же – смесь различных глинистых минералов (полиминеральные). В состав глинистых пород входит так же колеблющееся количество органических веществ и растворимых в воде солей. К основным породообразующим глинистым минералам относятся монтмориллонит, каолинит, аттапульгит, иллит.

В минералах группы монтмориллонита связь между кремне­кислородными и гиббситовыми пакетами проходит по кислород­ным поверхностям и поэтому относительно слаба. Она определя­ется ван-дер-ваальсовыми силами. Такая особенность строения кристаллической решетки позволяет молекулам воды и полярным органическим молекулам легко входить в межпакетное прост­ранство, изменяя его размеры и вызывая набухание породы. Таким образом, набухание связано с гидрофильностью поверхности элементарных слоев глинистых пакетов. Известно, что под гидрофильностью понимают способность поверхности тела связывать воду молекулярными ван-дер-ваальсовыми силами. Глины относятся к гидрофильным осадочным породам. Обычно о гидрофильности глин судят по количеству связанной воды при ее смачивании, т.е. воды, удерживаемой молекулярными силами.

На величину набухания влияет также степень литификации глинистых пород. По степени литификации глинистые породы делятся на размокающие – глины и неразмокающие - аргиллиты. Эти породы связаны постепенными переходами и поэтому можно выделить переходные типы пород, например, уплотненные глины, которые размокают медленно (через сутки и более). Аргиллиты совсем потеряли эту способность.

Необходимо отметить, что некоторые горные породы, в состав которых входят глинистые компоненты с относительно большим содержанием монтмориллонита, гидрослюд, оксидов калия и натрия, впитывая воду, увеличиваются в объеме - т.е. набухают. Увеличение объема зависит от водонасыщености пород, толщины набухающего слоя и коэффициента набухания. Экспериментально установлена величина набухания различных глинистых пород, которая представлена в таблице 1.

В зависимости от дисперсности, емкости и химического состава обменного комплекса, глинистые минералы имеют различную степень гидрофильности и, соответственно, набухают с различной скоростью и до определенной степени изменения объема.

Чем больше поливалентных катионов в обменном комплексе глин, тем меньше они набухают. Например, преимущественно натриевый бентонит изменяет свой объем за более длительный период времени, чем кальциевый, и при этом степень набухания выше почти на порядок. Степень набухания зависит и от минерального состава глинистых пород. Так, например, бентонитовые глины, состоящие в основном из минерала монтмориллонита, являются более гидрофильными, чем каолиновые глины.

Таблица 1 - Величина набухания глинистых пород в пресной воде

Глинистая порода	Набухание, %
Пластичные глины Жесткие углистые и сланцевые глины Песчанистые глины Глинистые пески Глинистые сланцы	15-28 2-15 3-16 0,5-0,6 3-5

Набухание глин в значительной степени зависит от полярности среды. В неполярных средах, какими являются, например, бензин и бензол, они не набухают, а в высокополярных, например, вода, значительно увеличиваются в объемах (до 10 раз). В кислых и сильно щелочных, а также солевых растворах бентонит не набухает или практически не набухает. Характерной особенностью является то, что в щелочных растворах (рН > 7) куски бентонита покрываются плотной коркой геля, препятствующей дальнейшему проникновению воды в массу бентонита.

Современные представления о механизме взаимодействия полярных молекул воды с глинистой породой изучены достаточно подробно. Это взаимодействие обусловлено тремя основными явлениями: адсорбцией, осмосом и капиллярным всасываем.

В 30-х годах XX века с учетом работ грунтоведов были начаты работы по созданию буровых растворов, снижающих набухание глин. Основным направлением этих работ являлось известкование растворов. Кстати, эти промывочные жидкости используются до настоящего времени. Но достаточно слабое воздействие на активные глины и их низкая глиноемкость ограничивает их область применения.

В 60-80-ых годах значительно возрос интерес к ингибирующим буровым растворам. Именно в эти годы для предотвращения набухания и осыпания глин были разработаны специальные буровые растворы, обработанные неорганическими веществами (как правило, солями) – ингибиторами гидратации глин.

Эффект ингибирования достигается путем:

· уменьшения поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса;

· регулирования процессов осмотического влагопереноса за счет поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах;

· капсулирования глин полимерами;

· гидрофобизации поверхности глинистых минералов ПАВ и другими гидрофобизаторами;

· образования в микротрещинах и порах конденсацоинно-кристализационной структуры и других.

В качестве ингибиторов применяют соли одно- и двухвалентных металлов (хлориды и силикаты натрия и калия, хлориды и сульфаты кальция и магния и другие), мыла жирных кислот и кремнеорганические соединения. В соответствие с ингибирующей добавкой буровые растворы традиционно делятся на кальциевые, калиевые, силикатные, гидрофобизующие и другие. Из широкого класса ингибирующих буровых растворов наибольшее распространение получили калиевые, силикатный, кальциевые, известковые и гипсовые растворы.

Существует методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения (РД 39-0147009-723-88), которая предлагает осуществлять выбор бурового раствора в зависимости от категории устойчивости и гидратационной способности глинистых пород (Таблица 2).

Естественно, что выбор компонентного состава таких растворов должен зависеть от характеристики глинистых пород. Так, например, в слаболитифицированных (хорошо набухающих) глинах, в которых основным породообразующим минералом является натриевый монтмориллонит, ингибитор должен изменять обменный комплекс глин, т.е. возможно использование хлоркалиевого или хлоркальциевого раствора.

Таблица 2 – Выбор типа бурового раствора

Класс или категория устойчи-вости	Поведение пород при бурении	Гидратационная способность глин	Тип бурового раствора
I	Практически устойчивы	До 5	Глинистый раствор на водной основе или техническая вода
II	Подвержены незначительным осыпям, процесс бурения не нарушается, требуется периодическая проработка ствола	5 - 10	Глинистый раствор с ограничением водоотдачи, лигносульфонатный раствор
III	Заметные осыпи, требующие периодических проработок ствола скважины	10 - 25	Известковый, нефтеэмульсионный, силикатный, лигносульфонатный, естественно-минерализованный
IV	Значительные осыпи, приводящие к посадкам и затяжкам при движении колонны труб и повышению давления при промывке	25 - 40	Хлоркалиевый, хлоркальциевый, нефтеэмульсионный, силикатный, соленасыщенный, алюминатный, гипсовый, ИБР
V	Сильные осыпи, требующие систематических проработок интервалов залегания глин, возможна частичная потеря ствола скважины	40 и болеее	Хлоркалиевый, хлоркальциевый, нефтеэмульсионный, силикатный, соленасыщенный, алюминатный, ИБР, ВИЭР

Перевод натриевой глины в кальциевую или калиевую будет способствовать уменьшению процессов набухания и меньшим (поверхностным) разрушениям стенок скважины, а не объемному – как у натриевой глины. В увлажненных глинисто-мергелистых породах на первое место выходит диффузионно-осмотический массоперенос, что связано с тем, что минерализация поровой воды, как правило, выше минерализации бурового раствора. Следовательно, необходимо увеличивать минерализацию фильтрата, т.е. использовать, например, полимер-солевые системы.

Цель работы – оценить влияние различных химических реагентов или составов буровых растворов на набухание глинистых пород.

Материалы: бентонитовый глинопорошок, гидрослюдистая глина, растворы химических реагентов.

Порядок работы:

1. В стакан со щелевой перфорацией поверхности стенок насыпать 1 см испытуемого глинопорошка.

2. Приготовить исследуемую среду набухания - растворы химических реагентов или буровые растворы (по заданию преподавателя) объемом 300 – 400 мл. Записать их состав в таблицу 3.

3. В стакан с раствором химического реагента или бурового раствора опустить стакан со щелевой перфорацией с глинопорошком.

4. Через 40 минут достать стакан со щелевой перфорацией из среды набухания. Дать полностью стечь жидкости.

5. Замерить высоту испытуемого глинопорошка и занести в таблицу 3.

6. По полученным результатам построить графики зависимости величины набухания от концентрации химического реагента.

Таблица 3 - Результаты исследований

Среда набухания	Начальная высота глинопорошка hн, мм	Конечная высота глинопорошка hк, мм	Dh = hк - hн, мм
1. Вода
2. …..

Контрольные вопросы:

1. Особенности строения различных глинистых минералов.

2. Объясните механизм набухания глин.

3. Какие факторы оказывают влияние на величину набухания различных глинистых пород.

4. Объясните механизм ингибирования глин электролитами различной природы.

5. Объясните характер воздействия исследуемых химических реагентов или буровых растворов на величину набухания глин.

6. Сравните эффективность обработки для повышения ингибирующих свойств бурового раствора различными химическими реагентами.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2

Дата добавления: 2015-09-07