Регулирование свойств глинистых растворов кратко
Обновлено: 07.07.2024
Основные коллоидно-химические свойства глинистых растворов (фильтрационные и структурно-механические) можно регулировать:
а) разбавление водой;
б) обогащением высококоллоидальной бентонитовой глиной;
в) обработкой химическими реагентами.
Разбавление глинистого раствора водой применяют при загустевании его вследствие обогащения глиной в процессе или при загустевании вследствие дополнительного диспергирования глинистых частиц.
Облагораживание раствора высококоллоидальной бентонитовой глиной применяется для улучшения фильтрационных и глинизирующих свойств глинистых растворов, приготовленных из местных глин низкого качества. Высокодисперсные частицы бентонита в процессе фильтрации образуют менее проницаемую глинистую корку. Водоотдача раствора вследствие этого понижается, но за счет увеличения концентрации твердой фазы при добавлении бентонитовой глины, статическое напряжение сдвига и условная вязкость раствора несколько возрастают.
Обработка химическими реагентами применяется как для разжижения глинистого раствора, так и для улучшения его фильтрационных (глинизирующих) свойств в тех случаях, когда разбавление водой или обогащение бентонитовой глиной не могут привести к желаемым результатам. Обработка одним, а чаще несколькими реагентами позволяет:
а) добиться разжижения раствора, когда добавление воды недопустимо из-за снижения плотности и роста водоотдачи;
б) уменьшить водоотдачу до величины, не достижимой одной лишь добавкой бентонита.
Наконец, химическая обработка позволяет защитить глинистый раствор от агрессивного воздействия растворимых солей или же добиться разжижения и улучшения фильтрационных и глинизирующих свойств раствора, коагулированного растворимыми солями.
Химические реагенты для обработки глинистого раствора и их классификации
Исходя из физико-химической природы реагентов, применяемых для обработки глинистых растворов, можно подразделить их на два класса: реагенты-электролиты и реагенты-защитные коллоиды.
Кроме того, в практике бурения применяется ряд добавок, которые не могут быть отнесены ни к одной из этих групп (нефть, графит, пеногасители, антиферментаторы.)
Действие защитных коллоидов на глинистую суспензию обусловлено адсорбцией реагентов на поверхности этих частиц, изменением свойств поверхности раздела твердой и жидкой фаз, повышение гидрофильности частиц. Реагент, адсорбированный на поверхности частиц, стабилизирует глинистую суспензию, повышает ее агрегативную устойчивость. Некоторые реагенты-зашитные коллоиды, кроме стабилизирующего действия, способствуют повышению степени дисперсности глинистых частиц.
Реагенты-электролиты действуют, главным образом, на двойной электрический слой глинистых частиц. Изменение свойств Бурового раствора при обработке электролитами зависит от природы ионов реагента (гл. образом от катиона) и концентрации его в буровом растворе. Один и тот же реагент в зависимости от концентрации может либо стабилизировать глинистую суспензию, либо коагулировать ее.
Химическая обработка глинистого раствора преследует главным образом, две цели:
Регулирование фильтрационных и коркообразующих свойств (понижение водоотдачи)
Регулирование структурно-механических свойств (понижение СНС и УВ до необходимого предела).
Если рассматривать химические реагенты с позиций оценки их возможностей решать эти две задачи, то можно видеть, что одна часть реагентов-защитные коллоиды эффективно улучают фильтрационные свойства раствора. В то же время эти реагенты очень слабо разжижают глинистый раствор или даже, наоборот, повышают его вязкость.
Другие защитные коллоиды эффективно разжижают глинистый раствор, но мало влияют на его фильтрационные свойства.
Реагенты- электролиты, за очень небольшим исключением, не способны заметно улучшать фильтрационные и структурно-механические свойства глинистого раствора. Эти реагенты используют в специальных целях, например для осаждения двухвалентных катионов, для регулирования щелочности глинистого раствора, для придания ему способности подавлять гидратацию глинистых пород, для осуществления реакции обмена катионов на глинистых частицах.
Такая специфика действия химических реагентов на глинистый раствор позволяет предложить классификацию реагентов по их целевому назначению, разделив все реагенты на три группы: понизители водоотдачи; понизители вязкости; реагенты специального назначения и добавки.
Классификация реагентов с учетом их физико-механической природы и целевого назначения, а также распределение реагентов по группам представлены в табл. 1
Свойства глинистого раствора , приготовленного из глины и воды, не всегда отвечают требованиям бурения. Чтобы получить глинистый раствор соответствующего качества, его подвергают первичной химической обработке. Но в процессе бурения в глинистый раствор переходят часть выбуренной породы, различные соли, содержащиеся в пластовых водах и породе. Свойства раствора поэтому меняются и их приходится поддерживать, применяя дополнительную химическую обработку. [1]
Это свойство глинистого раствора позволяет предотвращать аварии в результате прекращения циркуляции после окончания работы Долота на забое. [2]
Из свойств глинистого раствора наибольшее значение для нефтегазо-каротажа имеет вязкость. При увеличении вязкости раствора количество выделяемых из него газа и нефти сильно уменьшается, а показания газокаротажной кривой и интенсивность свечения снижаются. При большой вязкости раствора продуктивные пласты могут в некоторых случаях не отмечаться данными нефтегазока-ротажа. [4]
Из свойств глинистого раствора наибольшее значение для газокаротажа имеет вязкость. При увеличении вязкости раствора количество выделяемых из него газа и нефти сильно уменьшается и соответственно снижаются показания газокаротажной кривой и интенсивность свечения. При большой вязкости раствора продуктивные пласты в некоторых случаях могут не отмечаться данными газокаротажа. [5]
Влияние свойств глинистых растворов на характер изменения зависимости kdf ( ( l) гари больших диаметрах труб с изменением ч ( проявляется более резко. [6]
Исследование структурномеханических свойств глинистых растворов , применяемых в бурении, особенно ва нефть, и изыскание научнообоснованньпг: методов улучшения этих свойств, используемых при бурении. [7]
Как изменяются свойства глинистых растворов в зависимости от времени, химических добавок и механического воздействия. [8]
Стали изучать свойства глинистого раствора , специально готовить его для промывки скважин, и вскоре о воде буровики вообще забыли. [9]
Эти изменения свойств глинистого раствора нередко являются причиной осложнений при бурении скважины и всегда приводят к значительному снижению скоростей бурения. [10]
Для повышения коллоидальных свойств глинистого раствора перед добавлением в него утяжелителя рекомендуется сильно разбавить его водой и добавить высококоллоидальной глины. Однако, количество добавляемой высококоллоидальной глины должно, быть невелико. [11]
Активное воздействие на свойства глинистых растворов осуществляется путем их химической обработки специальными веществами, которые получили название реагентов. [12]
О незакономерности изменения свойств глинистых растворов подтверждают исследования других авторов. [13]
Первые попытки регулирования свойств глинистых растворов при помощи специальных добавок относятся к началу двадцатых годов нашего столетия; они связаны с изысканиями методов борьбы с выбросами при разбуривании высоконапорных пластов. В 1921 г. Строуд [182] применил тонкоразмолотые окислы железа для повышения удельного веса глинистых растворов и предотвращения их излишнего загустевания. В 1922 г. для утяжеления был использован барит. [14]
Разработка метода регулирования свойств термосолеустойчи-вых глинистых растворов путем введения поверхностно-активных веществ требует детального исследования деформационного поведения таких систем, начиная с самых простых, при различных условиях и соотношениях компонентов. [15]
Глинистые растворы подразделяют на малоглинистые (МГР) с концентрацией глины до 7 % и растворы с нормальной концентрацией глины.
МГР применяют, когда буримые породы относительно устойчивы, но использование воды может привести к осложнениям, а пластовые давления невелики и близки к гидростатическому давлению для чистой воды. Растворы с низким содержанием твердой фазы (глины) в связи с меньшей плотностью, чем обычные глинистые растворы, создают меньшее гидростатическое давление на забой. В результате улучшаются условия работы породоразрушающего инструмента, повышается механическая скорость проходки.
Успешное бурение в осложненных геологических условиях (слабосвязные рыхлые, нарушенные трещинами кристаллические, вспучивающиеся породы и др.) обеспечивается применением для промывки скважин качественного глинистого раствора нормальной концентрации.
Качество глинистых растворов, представляющих собой коллоидно-дисперсные системы, зависит от свойств основных составляющих их компонентов (глины и воды), а также от степени измельчения частиц глины.
Наилучшие для приготовления глинистых растворов — бентонитовые глины, состоящие в основном из монтмориллонитов. Они быстро набухают и легко распускаются в воде. Каолиновые глины плохо распускаются в воде, их растворы неустойчивы и быстро разделяются на твердую фазу и жидкость. Без специальной химической обработки получить высококачественные растворы из таких глин не удается. Глины иллитового (гидрослюдистые) типа дают растворы удовлетворительного качества.
Кроме того, следует иметь в виду, что глины содержат примеси окисей железа, натрия, кальция, магния, калия и др. Натровые глины являются лучшими. Глины с большим содержанием окисей кальция и магния непригодны.
Воду для раствора следует применять мягкую — речную или дождевую, а в случае использования жесткой воды подвергать ее химической обработке.
Тщательное перемешивание качественной глины с мягкой водой дает возможность получить стабильный (устойчивый) раствор, в котором частицы глины продолжительное время удерживаются во взвешенном состоянии.
Стабильность глинистого раствора обусловлена образованием вокруг каждого элементарного кристаллика глины, имеющего форму вытянутого лепестка, гидратационной оболочки из молекул воды и заряженного ионного облака, создающего электростатические силы отталкивания между частицами. Это препятствует коагуляции (слипанию) частиц глины. Различают коагуляцию двух видов — гидрофобную и гидрофильную. Гидрофобная коагуляция происходит, когда частицы глины лишены защитных гидратных и ионных оболочек по всей их поверхности. Тогда они слипаются и выпадают из раствора в плотный осадок. При обработке глинистого раствора веществами, восстанавливающими у глинистых частиц электрические заряды, происходит пептизация — процесс распада слипшихся комочков глины на мелкие частицы, т. е. процесс, обратный коагуляции. В качестве пептизаторов применяют щелочи (каустическая, кальцинированная сода и др.). Гидрофильная коагуляция возникает в связи с тем что в качественных глинистых растворах защитные гидратные оболочки и электростатические силы ослаблены или отсутствуют лишь на торцевых поверхностях глинистых частиц. В состоянии покоя частицы по этим поверхностям слипаются. Образуется пространственная решетка, заполняющая весь объем раствора. Свободная вода при этом находится в ячейках решетки. Раствор теряет подвижность, становится прочным, похожим на студень.
Образование пространственной решетки в глинистом растворе, находящемся в состоянии покоя, и превращение его в студнеобразную массу (гель) называется структурообразованием.
Частицы породного шлама, находящиеся в растворе, при образовании структуры оказываются заключенными в ячейках каркаса пространственной решетки и удерживаются во взвешен ном состоянии Таким образом, наличие структуры препятствует оседанию частиц разбуренной породы и зашламованию бурового снаряда во время прекращения циркуляции промывочной жидкости в скважине. Кроме того, образование структуры в растворе способствует закупориванию трещин в стенках скважины и предупреждает потерю циркуляции промывочной жидкости.
Существенное значение при бурении слабосвязных пористых пород имеет способность глинистого раствора глинизировать стенки скважины, т.е. образовывать на них глинистую корку Под давлением столба промывочной жидкости в скважине свободная вода из глинистого раствора фильтруется через пористые породы ее стенок. Частицы глины при этом задерживаются на поверхности стенок скважины и через некоторое время образуют глинистую корку.
При высокой степени дисперсности (измельчения) частиц глины в растворе на стенках скважины осаждается тонкая, но очень плотная и устойчивая корка, препятствующая поступлению воды в буримые породы и способствующая укреплению стенок скважины. Образование на стенках скважины тонкой, плотной глинистой корки позволяет бурить большие интервалы неустойчивых слабосвязных пород без крепления их обсадными колоннами, что дает возможность уменьшить расход обсадных труб и упростить конструкцию скважины.
При контакте глинистых пород с водой вода проникает по трещинам и капиллярам к внутренним слоям породы, что приводит к растворению и разрушению пленки растворимых цементирующих веществ, связывающих в одно целое отдельные агрегаты породы. Распад глины на мелкие частицы значительно усиливается при перемешивании глины с водой при помощи механических и гидравлических мешалок или ударов и трения бурильных труб о стенки скважин. В скважинах, кроме того, разрушению глинистой породы способствуют сила тяжести, а также действие струи промывочной жидкости, омывающей стенки скважины.
Одновременно с чисто механическим диспергированием начинаются процессы физико-химического взаимодействия глинистых минералов с водой, которые затем приобретают наиболее важное значение: набухание, диссоциация, обмен катионами и адсорбция. Исследование процессов набухания глин различного минералогического состава показало, что наибольшей набухаемостью отличаются монтмориллонитовые глины. Набухание монтмориллонита сопровождается двумя явлениями: внедрением слоев воды между плоскостями решетки глинистого минерала и капиллярным всасыванием воды внутрь кристалла глины. Наименьшей набухаемостью обладают каолины, объем набухания которых соответствует примерно общей пористости образца. Другие глины (монотермит, иллит) по набухаемости занимают промежуточное положение между монтмориллонитом и каолином. Ф.Д. Овчаренко связывает это явление с установленной им закономерностью: набухание каолина вызывается действием адсорбционных, осмотических и капиллярных сил и затормаживается действием межмолекулярных сил притяжения. Набухание монтмориллонита связано в первую очередь с увеличением межпакетного расстояния. На набухание оказывают влияние обменные катионы, которые по влиянию на набухаемость располагаются (по В.С. Шарову) в следующий ряд:
Пo мере образования новых поверхностей контакта глины с водой происходит диссоциация глинистых частиц на крупные анионы, представляющие собой основную кристаллическую часть минерала, и катионы, состоящие из металлов обменного комплекса. В результате такой диссоциации глинистые частицы приобретают отрицательный электрический заряд большой величины и в силу этого держат в сфере притяжения и положительно заряженные катионы, и молекулы воды, которые ориентируются положительно заряженными частями в сторону глинистой частицы и адсорбируются на ее поверхности. Глинистые минералы обладают способностью и к катионному, и к анионному обмену.
Р. Грим считает, что катионный обмен на поверхности глинистых минералов может быть вызван тремя причинами.
1. Вследствие разрушения связей по краям кремнезем-глиноземных структурных единиц образуются свободные заряды, которые должны быть сбалансированы адсорбированными катионами. Следовательно, количество нарушенных связей и величина обменной емкости возрастают с уменьшением размеров частиц. Для монтмориллонитов около 20% обменной емкости определяется нарушенными связями.
2. Замещением ионов с большой валентностью ионами с меньшей валентностью. Например, кремния алюминием и алюминия магнием. Для монтмориллонита около 80% обменной емкости связано с подобными замещениями в кристаллической решетке.
3. Замещением водорода краевых гидроксильных групп катионом, который сам будет способен к обмену. Однако эта причина не может иметь большого значения, так как водород гидроксила не может быть нормально замещен в условиях этой обменной реакции. Среди глинистых минералов по емкости катионного обмена на первом месте стоят вермикулит (100—150 мэкв на 100 г), монтмориллонит (80—150 мэкв на 100 г), сепиолит-аттапульгит имеет емкость катионного обмена 20—30 мэкв на 100 г.
Реакцию анионного обмена на глинистых минералах можно объяснить двумя факторами.
1. Разрушенные связи по краям частиц должны давать одинаковое количество положительных и отрицательных связей. Следовательно, емкость анионного обмена должна быть равна емкости катионного обмена, вызываемого разрушением связей по краям частиц.
2. В обменных реакциях могут участвовать гидроксилы, находящиеся на поверхности глинистых частиц. При анионном обмене большое значение имеют форма и размер аниона по отношению к геометрии структурных ячеек глинистых минералов. Анионы фосфатов, арсенатов и боратов имеют почти одинаковый размер и форму, как и у кремнекислородного тетраэдра, и поэтому легко адсорбируются на поверхности глинистых минералов. Существуют также анионы, которые из-за своих размеров и формы не могут адсорбироваться на глинистых частицах.
В целом анионный обмен может достигать значительной величины. Так, величина анионного обмена для монтмориллонита составляет 23—31 мэкв/100 г, а для каолинита 7—20 мэкв/100 г. По данным, отношение катионного обмена к анионному для каолинита составляет около 0,5; для иллита — 2,3, а для монтмориллонита 6,7. Это показывает, что основное значение в бентонитовых глинистых растворах имеет катионный обмен, а в каолинитовых — анионный.
Данные об анионном обмене показывают, что на поверхности глинистых минералов могут существовать и положительные, и отрицательные участки, хотя в целом глинистые частички в суспензиях заражены отрицательно.
В результате диссоциации глинистые частицы в целом приобретают отрицательный электрический заряд большой величины и в силу этого держат в сфере притяжения и положительно заряженные катионы, и молекулы воды, которые ориентируются положительно заряженными частями в сторону глинистой частицы и адсорбируются на ее поверхности. Под действием электрического поля и поля адсорбционных сил глинистая частица притягивает из дисперсионной среды к своей поверхности ионы противоположного знака, которые удерживаются около поверхности этой частицы на определенном расстоянии в зависимости от их электрического заряда, величины, концентрации, объема, поляризуемости, валентности, способности гидратироваться и вида электролитов в растворе.
Аналогично другим дисперсионным системам на поверхности глинистых частиц образуется двойной электрический слой с одноименным зарядом вокруг глинистых частиц, который вызывает возникновение сил отталкивания, способствующих равномерному распределению частиц в суспензии. В водных растворах двойной электрический слой на большей части поверхности глинистых частиц состоит из отрицательной обкладки поверхности глинистых частиц и положительно заряженной наружной обкладки, состоящей из катионов металлов. Изменение концентрации электролитов или химических реагентов в глинистом растворе приводит к изменению е-потенциала. Наиболее часто происходит изменение концентрации щелочи. При повышении концентрации NaOH вначале происходит замещение Н-ионов, а затем ионов тяжелых металлов Na-катио-нами. Одновалентные катионы слабо притягиваются к поверхности глинистой частицы, так как имеют меньший заряд. Поэтому они более подвержены тепловому рассеиванию, в результате чего увеличивается толщина диффузного слоя. Если в адсорбционном слое содержится не менее 50% катионов тяжелых металлов, то с увеличением концентрации щелочи е-потенциал возрастает. Это объясняется тем, что замещающие Nа-катионы располагаются не в адсорбционном, а в диффузном слое, так как они вследствие малого заряда слабее притягиваются поверхностью глинистой частицы и в то же время отталкиваются поливалентными ионами, обладающими большим зарядом. При дальнейшей замене катионов тяжелых металлов натрием уменьшается е-потенциал. Это объясняется тем, что количество оставшихся в адсорбционном слое катионов тяжелых металлов недостаточно для затруднения доступа Nа-катионов в адсорбционный слой.
Между водой и глиной существует четыре формы связи. Согласно классификации П.А. Ребиндера, эти четыре формы располагаются в порядке убывающей энергии связи: 1) химически связанная вода (гидроксильные ионы и кристаллогидраты); 2) адсорбционно связанная вода (соответствует мономолекулярному слою на поверхности глинистых частиц); 3) капиллярно связанная вода (в том числе и внутрипакетная); 4) свободная вода (в том числе механически захваченная в пористом пространстве).
Глинистый раствор представляет собой многокомпонентную систему, содержащую твердые тела (глинистые частицы, частицы утяжелителя и выбуренной породы) и жидкости (вода, химические реагенты, нефть). Кроме того, глинистый раствор взаимодействует с горными породами, слагающими стенки скважины. Глинистые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, имеют небольшие размеры и вследствие этого обладают чрезвычайно большой суммарной поверхностью, способной адсорбировать растворенные химические реагенты. Вода также способна адсорбироваться на поверхности твердой фазы и, следовательно, между водой и химическими реагентами происходит конкуренция, осложняющаяся их взаимодействием.
Между поверхностью глинистых частиц и раствором, содержащим сложные химические соединения, происходит обмен катионами, который отличается от обычного катионного обмена тем, что наряду с чисто электростатическим взаимодействием ионита с ионом проявляется действие межмолекулярных сил притяжения. При этом органический полимер адсорбируется глиной в количествах, не эквивалентных количеству вытесненного металлического катиона.
Глинистые растворы по своим свойствам занимают промежуточное положение между коллоидными растворами и растворами высокомолекулярных веществ. Присутствие в составе глинистых суспензий Na-, К- и Li-бентонитов приближает их по свойствам к растворам высокомолекулярных веществ и в то же время содержание более грубодисперсных и менее гидрофильных глинистых минералов и утяжелителей (BaSO4, FeO, Fe2O3) придает подобным системам в целом гидрофобный характер.
В отличие от обычных суспензий глинистые растворы, как правило, не обладают способностью к седиментации и флотации. Для изучения дисперсности глинистых частиц методами седиментационного анализа обычные глинистые растворы многократно разбавляют водой.
Фильтрация глинистых растворов в отличие от фильтрации обычных суспензий также имеет особенности, заключающиеся в способности глинистых растворов откладывать на поверхности фильтра плотную малопроницаемую корку, проницаемость которой уменьшается с увеличением перепада давления.
Глинистые растворы по реологическим свойствам относятся к числу связнодисперсных тиксотропно обратимых коагуляционных структур. Это значит, что состояние коагуляции является для них нормальным состоянием.
К отличительным особенностям глинистых растворов относятся:
1. Тиксотропия, т. е. способность загустевать при покое и разжижаться при перемешивании.
2. Способность сохранять структуру даже при перемешивании.
3. Способность образовывать малопроницаемую фильтрационную корку на проницаемой поверхности.
4. Способность удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы.
5. Чуткость к действию химических реагентов.
6. Доступность и небольшая стоимость исходных материалов (глины и воды).
Перечисленные особенности служат причиной того, что глинистые растворы получили наибольшее распространение среди других промывочных жидкостей.
Глинистые растворы обладают рядом недостатков, которые делают их использование в качестве промывочной жидкости менее предпочтительным, чем использование технической воды. Для приготовления глинистых растворов требуются специальные механизмы, в то время как вода используется в том виде, в котором поступает из водопровода. Практика бурения с промывкой водой в восточных районах показала, что после замены воды глинистым раствором сокращаются скорости бурения и уменьшается проходка на долото. Поэтому применение глинистых растворов в качестве промывочной жидкости будет оправдано только в том случае, когда использованы все пути и возможности применения воды хотя бы для бурения части разреза скважины.
Глинистые растворы на пресной воде предназначены для разбуривания пород, не содержащих соленосных отложений. В настоящее время могут быть рекомендованы или применяются следующие типы глинистых растворов:
Первым признаком, определяющим применение одного из типов глинистых растворов, является удельный вес, необходимый для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений при разбуривании данного интервала. Удельный вес глинистого раствора выбирают в зависимости только от пластовых давлений в водо-, нефте- и газонасыщенных пластах, встречаемых при разбуривании данного интервала.
По выбранному удельному весу определяют тип глинистого раствора (малоглинистый, с нормальной концентрацией глины, утяжеленный). После выбора типа определяют необходимые параметры глинистого раствора и методы их регулирования.
Читайте также: