Регулирование свойств буровых растворов

Лекция 1. Регулирование свойств буровых растворов А. Метод понижения водоотдачи осуществляют для приведения свойств буровых растворов к условиям применения: 1. Ввод высококоллоидного бентонита. Этот метод ограничен по величине (до Ф30 = 10 см3 за 30 мин.) и эффективен для пресных глинистых растворов. В минерализованных растворах бентонит надо предварительно гидратировать – для улучшения Ф30 - Ф30 ↓. 2. Обработка глинистого раствора реагентами – защитными коллоидами (разжижителями: УЩР, лигносульфанатами, ПФХЛС, нитролигнинами) – для пресных и слабоминерализованных растворов (Ф30 = до 2 см3 за 30 мин). 3. Обработка высокомолекулярными полимерными реагентами (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) – любые растворы (пресные и минерализованные). Главным образом данные реагенты для минерализованных растворов. 4. Ввод нефти, при условии, если она хорошо эмульгируется в растворе, образуя стойкую эмульсию и является стабильной – не происходит слияния частиц глины и всплывания нефти. Иногда ввод нефти снижает только статическую водоотдачу, а динамическая – иногда повышается. Б. Способы разжижения глинистого раствора – при загущении растворов условная вязкость существенно увеличивается (Т↑): 1. Разбавление водой. 2. Удаление части твердой фазы. 3. Химическая обработка – ослабляет силы взаимодействия частиц глины. Способы 1, 2 или 3 надо выбирать в зависимости от причины загустевания: • Причина 1. Увеличении концентрации твердой фазы (при этом реологические параметры возрастают : ); • Причина 2. Коагуляция – электролитами или под влиянием высокой температуры (при этом ); • Причина 3. Избыток высокомолекулярного реагента (при этом ). ГДЕ: • n- характеризует долю сопротивлений , обусловленных внутренним трением между частицами дисперсной фазы и дисперсионной средой (молекулами H2О) • о- обусловливает долю сопротивлений при течении раствора, которые зависят от взаимодействия между частицами дисперсной фазы (твердой фазы). • э- вязкость некоторой воображаемой неньютоновской жидкости, которая при данной скорости сдвига создает теже по величине напряжения сдвига, что и ньютоновская жидкость,а так же эффективная вязкость является зависимой величиной от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига те является интегральной величиной. Способы разжижения буровых растворов в зависимости от причин их загустевания: Оценить причины можно по изменению реологических параметров глинистого раствора: • по причине 1 – увеличение частиц твердой фазы при этом возникает большее внутреннее трение частиц - пластическая вязкость возрастает тогда возрастает и ДНС. В этом случае надо разбавить водой или раствром малоконцентрированных реагентов. • при коагуляции (причине 2) растет при . В загустевшем растворе, т.е. раствор коаглирован по причине попадания в него постороннего электролита или увеличения температуры. Для разжижения необходимо раствор обработать химическими реагентами, например, КССБ, ФХЛС. Можно оценивать причины изменения вязкости глинистых растворорв по изменению условий вязкости (Т) и статического напряжения сдвига (). Для этого рекомендуется использовать показатель коагуляции: если Т=25-50 с; и = 2,5 – 6,0 Па для обеспечения хороших технологических свойств, то значения показателя коагуляции изменяются в пределах : тогда для нормальных глинистых растворов: Анализ причин загущения глинистого раствора по параметру – показателю коагуляции • если: и Т 50 с → произошло по ппричне увеличения в растворе твердой фазы – возросло внутреннее трение → необходимо разбавить раствор водой или удалить часть твердой фазы (очистка). • если: Т 50 с → произошла коагуляция частиц твердой фазы в растворе → необходимо добавить КССБ, ФХЛС (защитные коллоиды). • если: но при этом возросла условная вязкость : Т 50 с →это означает что произошло загущение раствора за счет избыточного количества органических реагентов → необходимо разбавить водой. Регулирование плотности А. Уменьшение плотности растворов 1 метод. Использование высококачественных глинопорошков – бентонитов. 2 метод. Ввод в глинистый раствор твердой дисперсной фазы: с 1) малой плотностью; 2) жидкой дисперсной фазой с плотностью меньше 1 г/см3 или 3)газообразной дисперсной фазы Однако применение методов снижения плотности растворов сопряжено с изменением их других качественны параметров : 1а) Разбавление водой или раствором реагента – возможность понижения плотности ограничена факторами: - повышение водоотдачи; - нарушение седиментационной устойчивости; - уменьшение способности раствора к структурообразованию – значит надо разбавлять до необходимой удерживающей способности глинистого раствора. 1б) Удаление частиц твердой фазы – часть твердой фазы (утяжелителя или грубодисперсных частиц) удалять в гидроциклонах – илоотделителях, когда можно выделять из раствора частицы твердой фазы (фаза размером более 15мкм). 1в) Приготовление раствора из высококачественного бентонита – увеличение выхода раствора, что ведет к уменьшению содержания твердой фазы при необходимом значении плотности раствора. 2. - ввод материалов с меньшей плотностью: - ввод углеводородной жидкости – нефть уменьшает плотность. Содержание нефти обычно не более 15 % - понижается плотность на 0,03 – 0,074 г/см3; - ввод газонаполненных микробалонов: • Пламилон – капсулы мелких размеров, оболочка которых состоит из органических смол, а внутренняя полость заполнена газом (N): – относительная плотность; Оптимальное содержание пламилона – С = 3-8 % Глинистый раствор получается плотностью Но оболочка не сплющивается до давления 15МПа (т.е. не более 15 МПа, т.е. до глубины = 1500 м). Ввод газообразной диспергированной среды: за счет аэрирования промывочной жидкости происходит уменьшение плотности. Средняя плотность раствора (внизу, на забое – больше, у устья – меньше за счет изменения внешнего давления ). Степень аэрации: – расход воздуха (газа); – расход жидкости. –для аэрированных растворов.