Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов

Ивенина, Ирина Владимировна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов"

На правах рукописи

Ивенина Ирина Владимировна

Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов

4842106

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

7 ДПР 2011

Ухта-2011

4842106

Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета.

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор Уляшева Надежда Михайловна

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, доцент

Ланина Татьяна Дмитриевна

кандидат технических наук Дуркин Василий Вячеславович

Ведущая организация:

ООО «Газпром переработка»

Защита состоится 14 апреля 2011 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по присуждению степени кандидата технических наук по адресу 169300 Республика Коми г. Ухта ул. Первомайская д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на сайте университета: www.ugtu.net Автореферат разослан 11 марта 2011 г.

Ученый секретарь

кандидат технических наук, профессор Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Повышение эффективности строительства скважин в значительной степени определяется сохранением устойчивости стенок скважины в процессе бурения. В наибольшей степени разрушению и деформации подвержены глиносодержащие породы, которые составляют существенную долю осадочного комплекса пород в нефтегазовых регионах.

Основным технологическим решением по предупреждению или, по крайней мере, замедлению процессов разрушения является использование специальных буровых растворов. В настоящее время существует большое количество рецептур буровых промывочных жидкостей, основанных на доминирующей роли того или иного вида массопереноса. При этом единого мнения и, следовательно, единого подхода к этой проблеме нет. Из-за отсутствия универсального системного подхода к данной проблеме используемые приемы регулирования химического состава бурового раствора далеко не всегда обеспечивают эффективность в сохранении устойчивости глинистых пород. В связи с этим актуальной являемся разработка методических основ к выбору ионного состава бурового раствора.

Цель работы

Повышение эффективности ингибирования глинистых пород за счет регулирования качественного и количественного состава минеральной составляющей буровых растворов.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

1. Анализ теоретических представлений и существующих экспериментальных исследований механизма разрушения глинистых пород.

2. Обоснование методики исследования поведения и свойств глинистых пород.

3. Экспериментальные исследования изменения свойств глинистых пород в зависимости от минерализации и ионного состава водных фильтратов.

4. Разработка рекомендаций по составу фильтратов буровых растворов, способствующих сохранению номинального диаметра скважин при вскрытии глинистых пород различной степени литафикации.

Научная новизна

1. Установлено, что коэффициент увлажнения глинистых пород Кс находится в обратной зависимости от коэффициента активности неорганического электролита у,

который позволит обосновать концентрацию электролитов в ингибирующих буровых растворах.

2. Установлено, что гидратация литифицированных глинистых пород имеет ярко выраженный ступенчатый характер только в присутствии одновалентных катионов. При четко выраженном увеличении продолжительности периода релаксации с ростом концентрации скорость увлажнения меняется не линейно и имеет минимум при концентрации 6-8 % для хлорида калия и 5-7 % для хлорида натрия.

3. Выявлено влияние анионного состава электролита на интенсивность разрушения глинистых пород, определяемое природой анионов. В частности, понижение относительной скорости гидратации по сравнению с хлорид-ионами в присутстсвии сульфат-, фосфат- и ацетат-ионов составляет соответственно 40-50, 30-40 и 10-20 %.

Основные защищаемые положения

• Структура и химическая активность глинистых пород в пристенной зоне скважины зависит от состава фильтрата бурового раствора, в частности от коэффициента активности электролита.

• Полупроницаемые свойства глинистой породы, позволяющие регулировать осмотический массоперенос в системе «раствор-порода», проявляются лишь при формировании достаточно широкого увлажненного слоя породы.

• Гидратация глинистых пород происходит неравномерно: период ускоренного увлажнения чередуется с периодом релаксации. При этом продолжительность периодов зависит от концентрации и ионного состава фильтрата.

Практическая значимость

* Коэффициент активности электролитов может быть использован для разработки составов буровых промывочных жидкостей, что позволит сократить время на составление технологических регламентов и может использоваться в технологических проектах строительства скважин.

* Методика оценки скорости увлажнения глинистых образцов на основе определения коэффициента скорости увлажнения Кс может быть использована в качестве экспресс-метода при исследовании воздействия на глины растворов различных составов, а также в учебном процессе. Разработаны методические указания по использованию данного экспресс-метода исследования интенсивности увлажнения глиносодер-жащих пород.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях преподавателей и сотрудников УГТУ (г. Ухта, 2006 -

2009 гг.). По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе - две в изданиях, определенных ВАК Минобрнауки РФ, и учебно-методическая разработка.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, списка литературы и приложения, содержит 167 страниц основного текста, включая 33 рисунка и 26 таблиц.

Благодарности

Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - кандидату технических наук, профессору Уляшевой Н. М. за оказание помощи на всех этапах выполнения диссертационной работы, а также сотрудникам кафедры химии: прежде всего заведующему кафедрой, доктору химических наук, профессору. Крупенскому В. И., доктору химических наук, профессору Хаину В. С. (посмертно).

Автор признателен за оказание технической помощи в выполнении экспериментальной части работы сотрудникам кафедр УГТУ: бурения, геологии нефти и газа, физики (в лице кандидата физических наук, доцента Серова И. К.), а также сотрудникам межкафедральной учебной и научно-производственной лаборатории инженерной геологии и технологии минерального сырья.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В введении обсуждается актуальность проблемы, которой посвящена диссертационная работа.

В первой главе рассмотрены проблемы, связанные с устойчивостью глинистых пород различной степени литификации при бурении скважин.

Значительный вклад в изучение механизмов разрушения глинистых пород и разработку методов предупреждения кавернообразования в таких отложениях внесли: Аветисян Н.Г., Ангелопуло O.K., Войтенко B.C., Габузов Г.Г., Гамзатов С.М., Город-нов В.Д., Дорошенко В.И., Иванников В.И., Исмайылов Ш.И., Кошелев В.Н., Лебзин Д.Е., Новиков B.C., Новицкая Н.А., Орман Л.М., Рельтов Б.Ф., Рябченко В.И., Сады-хов Ю.В., Свиридов Л.А., Сергеев Г.Л., Сеид-Рза М.К., Шеметов В.Ю. и другие. В УГТУ этим вопросом занимались: Ахмадиев Р.Г., Быков И.Ю., Уляшева Н.М. и др.

Основное внимание в работе уделено физико-химическим взаимодействиям глинистых пород с буровыми растворами, в частности, описана роль в этих процессах адсорбционных, диффузионных и осмотических сил, в том числе зависимость интенсивности диффузионно-осмотического массопереноса от степени увлажнения глинистых пород.

Активное воздействие жидкости выражается процессами гидратации поверхности глинистых пород, диссоциации растворимых солей, процесса ионного обмена и химических превращений веществ. Большое значение в этих процессах имеют ем-

кость обменного комплекса глинистых пород и состав жидкостей. Преимущественное воздействие тех или иных процессов, разрушающих глинистую породу, зависит также от глубины ее залегания и, соответственно, от литогенеза, обусловленное различной формой связи влаги в глинистых породах.

Результаты многочисленных исследований доказывают существенную роль осмотических процессов в переносе влаги в системе скважина - пласт. Направленность и интенсивность осмотических перетоков в скважине определяются известными законами Вант-Гоффа, Б.В. Деряпша, законами термоосмоса и обратного осмоса. Механизм осмоса может быть различен и во многом зависит от строения мембраны. Поэтому важным для понимания закономерностей осмотических процессов является установление степени участия в них полупроницаемых перегородок. Установлено, что образующиеся на породе граничные слои и сами глинистые породы обладают достаточно высокими полупроницаемыми свойствами. Время, в течение которого они остаются стабильными, в значительной мере зависит от свойств и состава бурового раствора, а также природы глинистых минералов породы, определяющей их способность к физико-химическому взаимодействию с компонентами бурового раствора. Такое взаимодействие приводит к изменению водопроницаемых свойств граничных слоев, что в конечном итоге снижает или увеличивает темп массопереноса (увлажнения).

В связи с выше сказанным одним из возможных путей решения проблемы гидратации глинистых пород является регулирование состава промывочных жидкостей, основанное на использование закономерностей осмотического массопереноса в комплексе с ионообменными процессами и химическим взаимодействием между компонентами системы скважина - пласт.

В конце главы сформулированы цель и задачи диссертационной работы.

Во второй главе приведено описание приборов и методик, используемых в экспериментальной работе по теме диссертации. В работе использованы как традиционные методы исследования гидратации глин и их ионообменного комплекса, так и специальные методы определения скорости увлажнения глинистых образцов. Технологические свойства буровых растворов определялись стандартными приборами, входящими в состав лабораторий.

Ионно-обменная активность глин во многом определяет их свойства и особенности взаимодействия с буровыми растворами. В свою очередь, действие неорганических электролитов на увлажнение глин может быть обусловлено такими факторами, как знак и величина заряда иона, радиус и подвижность иона, а также его способность к комплексообразованию и адсорбции на пористой поверхности. Поэтому задачей описываемых методик было: изучение направления миграции ионов в системе «тли-

на-раствор»; исследование изменения количественного и качественного состава ионно-обменного комплекса глин после обработки глины растворами различного химического состава; выявление связи между полученными данными об изменении ионообменного комплекса в растворах с результатами исследования скорости увлажнения глин.

Для определения ионного состава фильтрата использовались стандартные методы кислотно-основного качественного анализа. В качестве испытуемых образцов использовалась хлорит-гидрослюдистая и бентонитовая глины.

Для исследования изменения обменного комплекса глинистых пород после обработки электролитсодержащими растворами применялась традиционная методика химического анализа глин.

Структурные изменения глинистого образца после его химической обработки исследовались методом рентгенометрии, основанном на явлении дифракции рентгеновских лучей от кристаллического вещества (рефрактометр ДРОН-ЗМ).

Для исследования увлажнения глинистых образцов при обработке растворами использовался экспресс-метод с применением прибора для определения скорости схватывания цемента. Образцы хлорит-гидрослюдистой породы (как имитатор лити-фицированных глинистых пород) готовились в виде шайб методом формования влажной глины в кольцевидных формах. Образец, высушенный на воздухе, помещался в специальный стакан с растворами различного состава, устанавливался на столик прибора и по шкале отмечалась глубина погружения идентора, находящегося под давлением (рис. 1).

Рисунок 1. Проникновение иглы на глубину увлажнения образца глины: 1 - игла прибора; 2 - часть образца, не подвергшаяся действию раствора; 3 - увлажненная, но недиспергированная часть образца; 4 - диспергированная глина

Временной интервал для наблюдения выбирался на основании контрольного опыта с дистиллированной водой. Как показала серия экспериментов, оптимальной, с точки зрения минимизации погрешностей, оказалась глубина проникновения раство-

ра в глину не менее шести миллиметров. На меньшей глубине и, соответственно, при меньшем времени испытания скорость увлажнения образцов зачастую не дает достоверной информации о дальнейшей гидратации.

Данная методика позволяет получить сравнительную характеристику воздействия различных растворов на скорость увлажнения глинистого образца и может быть использована для предварительной оценки скорости капиллярной пропитки и, косвенно, относительной интенсивности влагопереноса раствора в сравнении с дистиллированной водой.

Для оценки интенсивности увлажнения образца был введен коэффициент скорости увлажнения образца раствором по сравнению с водой К,; при Xн^р = т раствора :

V АЯ

ту уел раствора раствора ,„.

С=Т---АН-' (1)

' у&п НгО ш-'н20

где АЯя о,

раствора' Тн,о> Траствора ~ соответственно глубина увлажнения образца и время увлажнения образца в дистиллированной воде и в растворе.

Соответственно, чем ближе Кс к единице, тем меньше исследуемый раствор способен к предотвращению первичной гидратации глины, связанной с капиллярной пропиткой. При значении Кс >1 можно сделать вывод, что компоненты данного раствора, напротив, способствуют гидратации образца.

Результаты измерений отражались в виде графиков зависимости глубины увлажнения образца от времени экспозиции (АН=/(т)) или зависимости времени разрушения образца от концентрации раствора (г-ДС)).

В главе 3 представлены результаты экспериментальной работы по исследованию ионного обмена в системе «раствор - глинистая порода» и структурных изменений глинистых минералов под действием растворов с использованием методик, описание которых приведено в гл.2.

Наблюдения за ионообменными процессами между глиной и раствором показали, что в дистиллированной воде практически не экстрагируются ионы из глины, а размокание образца обусловлено капиллярным смачиванием поверхности микропор и микротрещин породы с последующим возникновением расклинивающих капиллярных сил. В растворах электролитов, помимо проникновения воды, наблюдается также ионообменный процесс, которому в различной мере способствуют те или иные ионы.

Для обработки хлорит-гидрослюдистой глины использовались растворы следующих электролитов (в порядке увеличения рН): НС1 (для получения кислотной вытяжки), АЬ^О^з, 1^С12, КС1, (КН4)2СОз, КОН. При этом установлено, что:

- в кислой среде экстрагируются в основном катионы (Ре2+,3+, М§2+, Са2+), которые в породе образуют плохо растворимые соединения (карбонаты); в щелочкой среде активно вытесняются с поверхности анионы (С032", 3042", СГ), а катионы остаются в составе образца и не обнаруживаются в растворе;

- насыщенные растворы с рН, близкой к семи, (например КС1) менее склонны к экстракции ионов из глинистой породы по сравнению с разбавленными: в этом случае, по-видимому, преобладают процессы адсорбции ионов из раствора;

- происходит активная адсорбция глиной ионов А13+ и С1"; практически не адсорбируются ионы Ш/ и М§2+; видимо, это обусловлено химическим сродством и величиной радиусов ионов (для катионов, например, радиусы для А13+, КН/ соответственно равны 0,72; 0,82; 1,42 А); радиус СГ относительно велик (1,81 А), но ионы хлора могут удерживаться на поверхности пор и микротрещин породы за счет избыточного положительного заряда катионов на «сколах» структурных элементов глинистых минералов;

- за счет образования новых химических связей происходит включение ионов Й042", С032" в состав, скорее всего, неглинистых минералов породы;

На бентонитовой глине испытано действие растворов, предназначенных для разбуривания глинистых пород: КаС1, КС1, СаС12, СН3СО(Жа, КОН, Ыа2НР04, Г^СЬ; а также, для сравнения, растворов: МН4С1, А12(804)3, М§804. При обработке любыми растворами электролитов из глины экстрагируются ионы: катионы Са2+, Ре2+'

3+) и анионы (8042", СГ, С032", РО^). Наблюдения за ионным обменом и внешними изменениями бентонита в среде различных растворов привело к следующим выводам. » В растворах солей натрия отмечена частичная экстракция ионов Са2+ и М£2+ из глины и, видимо, замена их на ионы натрия, что не приводит стабилизации кристаллической структуры монтмориллонита. Процесс проникновения в бентонит гидратированных ионов Ыа+, видимо, превалируют над процессом экстрагирования ионов из глины, что и вызывает ее сильное набухание. Способствует этому присутствие хлорид-ионов. В определенной степени предотвращают экстракцию ионов в раствор (в основном Са2+) карбонат-, гидрофосфат- и ацетат-ионы в составе солей №2С03, №Н2Р04, СН3СООЫа, а присутствие сульфат-ионов значительно предотвращает набухание, видимо, за счет ограничения подвижности ионов натрия.

• Степень диспергирования частиц бентонита зависит от ионного состава раствора: диспегированию способствуют все соли натрия и хлорид магния.

• В наименьшей степени «экстракции» ионов из бентонитовой глины способствуют соли магния (М§304, Ь^С12) и гидроксид калия.

• Обработка бентонита растворами ниже перечисленных электролитов приводит к стабилизации структуры монтмориллонита, снижающей обменную активность ионов обменного комплекса глины Са2") при последующих контактах ее с растворами. При этом: М§304 > КОН > М§С12 > СаС12 > КС1 (при равных эквивалентных концентрациях).

• В щелочной среде идет активный обмен ионов ОН" на анионы глинистой породы (воД СОз2", РОД-

Таким образом, способность бентонита к набуханию и диспергированию в среде различных растворов обусловлена в большей мере не составом экстрагированных ионов, а составом адсорбированных ионов. Направление и интенсивность ионного потока в системе глина-раствор зависит от рН, ионного состава и концентрации раствора.

Учитывая роль различных ионов в поддержании структуры глинистой породы, на основании данных экспериментов можно предположить, что, помимо ионообменных процессов в глинистых минералах, причиной неустойчивости глинистых пород в щелочной среде является экстракция анионов, а в кислой среде - катионов металлов из породы, что влечет за собой изменение химического состава сопутствующих минералов. Это влечет за собой нарушение ионного баланса породы и в итоге является одной из причин ее разрушения.

Исследование структурных изменений глин под действием растворов позволило изучить один из механизмов разрушающего действия ионов - дестабилизацию кристаллической структуры глины.

Рентгенографические исследования позволяют определить, насколько интенсивное и необратимое воздействие оказывает минерализованный раствор на глинистую породу. Очевидно, что наименьшее воздействие будет оказывать тот электролит, который произведет наименьшее количество структурных изменений глинистых минералов или минералов включений. Исследовалось воздействие на хлорит-гидрослюдистую и бентонитовую глины растворов солей калия, кальция, натрия, аммония, магния и цинка, а также гидроксида калия и ряда полимерных реагентов. Результаты некоторых определений приведены в таблицах 1,2.

Таблица 1 - Результаты воздействия растворов электролитов на образец хлорит-гидрослюдистой глины по данным рентгеноструктурного анализа

Состав раствора Изменения, выявленные рентгенографическим методом

Раствор КС1 (0,5н) Образование иллита. Адсорбция ионов калия и хлора

Продолжение табмп/ы 1

Раствор К2804 (0,5н) Адсорбция ионов К^С^ и связанное с этим изменение структуры каолинита в области малых межплоскостных расстояний Неравномерное увеличение межплоскостного расстояния в структуре монтмориллонита за счет адсорбции ионов электролита (К')

Раствор №С1 (0,5н) Поглощение гидратированных ионов натрия. Частичное разрушение кальцита. В структуре глинистых минералов не наблюдается существенных изменений в области больших межплоскостных расстояний; результатом ионного обмена является уменьшение мсжплоскостного расстояния на малых значениях у гидрослюды и монтмориллонита

Раствор гп804 (0,5н) Частичное разрушение кальцита (возможно переход кальция из карбоната в сульфат кальция). Частичное изменение межплоскостного расстояния каолинита вследствие ионного обмена

Анализ дифрактограмм показал следующее.

• Наибольшие изменения глинистых минералов (монтмориллонит, каолинит), связанные с уменьшением межплоскостного расстояния в структуре этих минералов, среди исследованных растворов вызвал раствор сульфата калия. Исследования обменного комплекса глины после обработки сульфатом калия показало уменьшение его обменной активности. Учитывая, что данные изменения благоприятно сказываются на устойчивости глинистых минералов, можно предположить, что разрушение глинистой породы в данном случае обусловлено дестабилизацией связей между структурными элементами минералов породы.

• Изменения, производимые хлоридом калия, выражены на рентгенограмме в меньшей степени и заключаются в основном в превращении некоторых исходных глинистых минералов в иллит. Исследование обменного комплекса также показало его уменьшение, что, видимо, характерно для всех солей калия.

• Раствор хлорида натрия оказал воздействие как на некоторые глинистые минералы (гидрослюда, монтмориллонит), так и на другие минералы породы (кальцит), которые могут выполнять цементирующую роль.

• Действие сульфата цинка сходно с действием хлорида натрия с тем лишь отличием, что в ионообменную реакцию с солью цинка вступает только каолинит, и обмен происходит лишь в области больших межплоскостных расстояний; видимо, это обусловлено большим зарядом ионов соли, а также частичным гидролизом солей цинка и связанной с этим кислой средой раствора.

• Если говорить о структурных изменениях, то отмечена большая «чувствительность» каолинита в составе данной глины к присутствию сульфат-ионов и монтмориллонита - к присутствию хлорид-ионов.

• Наличие полимерных реагентов (ПАА, КМЦ, РАС-К) в растворе не вызывает изменений в структуре глинистых пород.

Изменения, наблюдавшиеся в ходе рентгенографических исследований, после обработки образцов бентонита растворами электролитов, по сравнению с эталонным приведены в табл. 2. В таблице также даются возможные объяснения наблюдаемых эффектов.

Таблица 2 - Результаты воздействия растворов электролитов на образец бентонита по данным рентгеноструктуриого анализа

Раствор соли Изменения, выявленные рентгенографическим методом

1ЧаС1 (0,5н) Адсорбция воды монтмориллонитом. Набухание монтмориллонита; пептизация монтмориллонита - распад на отдельные «чешуйки» - трехслойные пакеты. Частичное разрушение кальцита*.

СНзССМЖа (0,5н) Адсорбция воды монтмориллонитом. Набухание монтмориллонита за счет адсорбции воды или гидратированных ионов в межпакетное пространство. Частичная пептизация.

N32003 (0,5н) Адсорбция воды монтмориллонитом. Неравномерное изменение межплоскостного расстояния и обусловленное этим неравномерное набухание (адсорбируются катионы и молекулы воды) и пептизация.

Ка2НР04 (0,5н) Не наблюдается поглощение воды на малых значениях м.п.р.**-, однако между слюдяными пакетами (на больших значениях м.п.р.) происходит полное (по сравнению с исходным образцом) заполнение мономолекулярного слоя молекулами воды, что объясняет набухание глины.

К2804 (0,5н) Отсутствие изменений интенсивности пиков в области малых межплоскостных расстояний свидетельствует о том, что монтмориллонит не адсорбирует воду, сам претерпевает изменения: значительная часть монтмориллонита переходит в иллит. Происходит пептизация

КОН (0,5н) Незначительная адсорбция воды монтмориллонитом. Интенсивные ионообменные процессы у монтмориллонита, возможно - адсорбция ионов ОН"; адсорбция ионов калия в межпакетное пространство монтмориллонита. Пептизация.

КС1 (0,5н) Увеличение содержания адсорбированной воды в монтмориллоните. Вследствие проникновения в межпакетное пространство монтмориллонита ионов калия образуется фракция бентонитового порошка, в которой не только не происходит набухания, но и происходит сжатие слоев; но, видимо, вследствие недостаточного количества калия в растворе полного ингибирования набухания не происходит; наблюдается пептизация. Образование небольшого количества иллита.

М8С12 (0,5н) Сильное набухание за счет адсорбции воды между пакетами монтмориллонита, чему, видимо способствуют ионы магния; пептизация нет.

Продолжение таблицы 2

.\lgso4 (0,5н) Сильное набухание за счет адсорбции воды между пактами монтмориллонита, чему, видимо способствуют ионы магния; пептизации нет.

А12(804)з (0,5н) Адсорбция воды; набухание и неравномерное диспергирование монтмориллонита. Сильное разрушение кальцита. Адсорбция ионов алюминия и связанное с этим удержание в породе сульфат-ионов.

Ка2804 (0,5н) Появление пиков с меньшим значением м.п.р. - свидетельство адсорбции гидра-тированных ионов натрия (ионный обмен); появление пиков с большим значением м.п.р. связано с набуханием и пептизацией монтмориллонита. Образование соединения состава {^804Ма2804пН20.

*в растворах с рН, близкой к семи, частичное разрушение кальцита объясняется частичным растворением СаСОз при обработке растворами, кроме случая с раствором сульфата алюминия, кислая среда которого способствует разложению карбоната кальция;

**м.п.р. -межплоскостноерасстояние.

Растворы электролитов оказывают различное действие на монтмориллонито-вую глину и, как показала рентгенограмма абсолютных ингибиторов набухания или диспергирования подобных глин среди используемых электролитов нет (по крайней мере при используемых концентрациях). Однако в действии данных растворов есть определенные закономерности:

- практически во всех растворах, содержащих Ыа+, происходит интенсивная гидратация монтмориллонитовой глины с последующим сильным ее набуханием; однако в растворах гидроортофосфата и сульфата натрия этот процесс имеет свои особенности в связи с тем, что ионы НР042" и 3042", обладая большим зарядом и малой подвижностью, по-видимому, ингибируют гидратацию данного минерала, но только в области малых межплоскостных расстояний, поэтому набухание с последующей пеп-тизацией происходит только за счет увеличения межпакетного расстояния более 10 ангстрем;

- хлорид калия в приведенной концентрации (0,5 н или 3,7 %) не является ингибитором разрушения породы; частичный переход структуры монтмориллонита в структуру иллита предотвращает интенсивное набухание глины, но неравномерное изменение межплоскостного расстояния способствует нарушению структуры породы в целом и диспергированию бентонитовой глины;

- значительное количество иллита образовалось в растворе сульфата калия в меньшей степени - в растворе хлорида калия; таким образом, сульфат-ионы усиливают ингибирующее действие калия как ингибитора набухания;

- соли двухвалентных металлов (кальция и магния), ионы которых, видимо, не проникают в промежутки малых межплоскостных расстояний элементарных слоев

монтмориллонита, но, тем не менее, вызывают увеличение межплоскостного расстояния в межпакетном пространстве (м.п.р. > 10 А), являясь переносчиками воды; при этом интенсивной пептизации не наблюдается, т.к. гидратированные катионы, встраиваясь в межпакетное пространство, связывают «пакеты» между собой;

- сильные разрушения произвела в отношении глины как щелочная (например, в растворах КОН; №2СОз), так и кислая среда (в растворе Л12(304)3); в меньшей степени отмечались структурные изменения монтмориллонита, когда среда раствора была близка к нейтральной (рН не более 7-8).

Таким образом, при контакте глины с раствором, содержащим ионы электролита, происходит избирательный ионный обмен. Состав адсорбируемых ионов обусловлен их природой (т.е. зарядом, размерами, подвижностью, способностью к гидратации и комплексообразованию с компонентам! глины). Состав десорбируемых ионов обусловлен ионно-обменным комплексом самой глины, а также составом раствора, с которым она вступает во взаимодействие (в отношении возможности изоморфного замещения). Устойчивость глинистых пород к гидратации обусловлена их способностью противостоять дестабилизирующему действию адсорбируемых ионов.

В четвертой главе приведены результаты исследования разрушения глинистых образцов вследствие гидратации при контакте с водными растворами и рекомендации по составу ингибиторов гидратации.

Исследования скорости увлажнения глинистых образцов в растворах электролитов позволили установить, что зависимость ее от концентрации носит нелинейный характер. К примеру, в таблице 3 приведены результаты определения Кс при обработке глины растворами хлорида калия.

Таблица 3 - Зависимость глубины увлажнения образца за фиксированный промежуток времени от концентрации раствора хлорида натрия

Раствор Кс

ИаС1 1% (0,17н) 0,98

ЫаС12% (0,52н) 0,98

№С1 3% (0,88н) 1

№С14% (1,25н) 1,01

№С1 5% (1,83н) 1,04

№С1 6% (2,23н) 1,07

>!аС17% (2,79н) 1,05

№С1 8% (3,12н) 1,04

ИаС! 9% (3,58н) 1,03

Графическое сравнение значений коэффициента активности и экспериментальных данных о скорости разрушения глины в растворах электролитов позволило

сделать вывод о связи этих двух параметров растворов электролитов. Во всех случаях наблюдается обратная связь: скорость гидратации глины растет с уменьшением коэффициента активности и уменьшается с его увеличением (рис. 2).

Рисунок 2. Зависимость коэффициента активности и коэффициента увлажнения от концентрации раствора хлорида натрия

Пики максимума на графиках, иллюстрирующих интенсивность гидратации глины, соответствуют или близки точкам минимума на графиках изменения коэффициентов активности. В любом случае можно провести ось симметрии, в том числе и для электролитов, коэффициент активности которых с увеличением концентрации постоянно убывает (рис. 3).

0,65 0«

о. I >

"ч. 1

\ \ л

\ \ V

—1 —■* ^

—коэффициент акпвносш —о- коэффмшент дележненю

10 12 И С,%

Рисунок 3. Зависимость коэффициента активности и коэффициента увлажнения от концентрации раствора хлорида калия

Итак, имея перед глазами схему зависимости коэффициента активности от концентрации для растворов какой-либо соли, можно прогнозировать их поведение в отношении гидратации глин, имея лишь 2-3 экспериментальные точки.

При исследовании воздействия дисперсных систем и буровых растворов на интенсивность увлажнения образца хлорит-гидрослюдистой глины по той же методике были получены следующие данные (табл. 4).

Таблица 4 - Зависимость коэффициента скорости увлажнения образца за фиксированный промежуток времени от состава раствора

№ п/п Состав раствора Коэффициент увлажнения Кс

1 Бентонит+вода (р=1100 кг/м3); №С1 (2%) 1

2 Бентонит+вода (р=1100 кг/м3) 0,85

3 Бентонит+вода (р=1100 кг/м'); №С1 (2%); УЩР (1г/л) 0,92

4 Бентонит+вода (р=1100 кг/м3); 2% М^СЬ (2%) 0,77

5 Бентонит+вода (р-1100 кг/м"1); 2% СаС12 (2%) 0,77

6 Бентонш+вода (р=1100 кг/м3); №С1 (2%); ПАА (0,05%) 0,77

7* Хлоркальциевый р-р: Бентонит до р=1100 кг/м3; СаСЬ (1%); КССБ 5%, КМЦ 1%; изв. молоко 0,3% 0,69

8 Бентонит+вода (р=1100 кг/м3); 1МаС1 (2%); ПАА (0,05%); УЩР (1г/л) 0,62

9 Малоглинистый раствор I: /пустею™ 1020 кг/м3; ПАА 2 г/л; КМЦ 2 г/л; КОН до рН 8-9; КС1 2% 0,47

10* Лигносульфонатный р-р: Бентонит до р=1100 кг/м3; КССБ 3%; КМЦ 0,3%; КОН 0,5% 0,46

11* Известковый р-р: Бентонит до р=1100 кг/м3; КССБ 3%; КОН 0,5%; Изв. молоко 2,5% 0,46

12 Малоглинистый раствор II: Рсуспекши Ю20 кг/м3; ОехЦ-П 4 г/л; РАС-Й. 3 г/л; КОН до рН 9; КС15% 0,41

13 Малоглинистый раствор IV: рсуспею™ 1030 кг/м3; ЭехМ 4 г/л; РАС-Я 3 г/л; №ОН до рН 9; гипс 1% 0,4

14* Хлоркалиевый р-р: Бентонит до р=1100 кг/м3; КС1 (3%); КССБ 3%; КМЦ 0,5%; КОН 0,5% 0,38

15 Малоглинистый раствор III: Рсуспыиии 1020 кг/м3; Пех1гП 4 г/л; РАС-Л 3 г/л; КОН до рН 9; гипс 1% 0,38

* Традиционные составы буровых растворов (приведены дм сравнения).

Анализ результатов исследований показал, что хлорид натрия (в данной концентрации) не только не снижает скорость пропитки образца, но, напротив, способствует ускорению этого процесса. Причиной являются ионы натрия, относительно легко проникающие в межплоскостное пространство глинистых минералов и выполняющие роль «ионных насосов», закачивающих воду.

Наиболее эффективными из приведенных для снижения скорости проникновения фильтрата в глину являются добавки солей двухвалентных ионов

Са2+. Результаты опытов показали, что ионы многовалентных металлов не способствуют проникновению молекул воды в глинистые структуры с малыми межплоскостными расстояниями и сами мало адсорбируются, в то время как одновалентные катионы проявляют «сверхадсорбционные» способности, т. е. наряду с ионным обменом имеет место преимущественное проникновение катионов в породу.

Добавление органических полимеров (ПАА, КМЦ), также способствуют снижению скорости пропитки, что, по-видимому, связано с модификацией поверхности глинистой породы и образованием фильтрационной корки, ограничивающей гидратацию и диспергирование глин.

Существенное снижение коэффициента увлажнения Кс и минимальные структурные изменения глинистого образца, подтвержденные результатами рентгенометрии, показали полимер-глинистые растворы, в состав которых включен гипс, что позволяет рекомендовать их для использования, в частности, для вскрьггия литифици-рованных глинистых пород.

Изучение скорости пропитки образца до определенной глубины позволило косвенно установить влияние на увлажняющую способность растворов электролитов по отношению к глинам осмотического давления.

Для того чтобы установить действие осмотических сил, применены были те же методики исследования скорости увлажнения глинистых образцов. Учитывая, что скорость разрушения образца будет зависеть от концентрации раствора, можно сказать, что, если действие осмотических сил действительно имеет место, то с увеличением концентрации будет происходить замедление процесса гидратации.

Для сравнения взяты растворы хлорида калия с концентрацией 1-10 %. По результатам измерений построен график зависимости времени увлажнения глинистого образца (до 2,4,10 и 12 мм) от концентрации раствора (рис. 4).

На графиках видно, что с увеличением глубины пропитки разность концентраций растворов сказывается все в большей мере. Для отметок «2 мм» и «4 мм» графики имеют более сглаженный характер, т.е. на небольшой глубине от поверхности кон-цептрация раствора электролита практически не оказывает влияния на скорость проникновения воды в систему капилляров и пор глины. Очевидно, что на этой глубине осмотические силы практически отсутствуют (в случае малой и средней степени увлажненности глин).

Однако с увеличением глубины пропитки образуется достаточно широкий увлажненный слой, в пределах которого возможно возникновение осмотических сил, некоторое время препятствующих дальнейшему прохождению воды в глубокие слои.

Уже на глубине 10-12 мм от поверхности образца эта закономерность становится заметной.

Рисунок 4. Время разрушения образца глины до различной глубины растворами хлорида калия

Дальнейшее продвижение воды в породу обусловлено, видимо, разрушением порово-капиллярной системы на данном участке - ситуации, в которой осмотическое торможение дальнейшего продвижения воды вглубь неосуществимо. То есть продолжительность времени действия увлажненного слоя глины в роли полупроницаемой перегородки будет ограничена интенсивностью деструктивных изменений кристаллической структуры глинистых минералов, а также подвижностью ионов, создающих градиент концентраций на разных сторонах капилляров.

Таким образом, проблемой становится не только, а вернее не столько концентрация, сколько способность раствора электролита как можно дольше поддерживать целостность капиллярной системы породы.

В ходе исследования динамики увлажнения образца до окончательного его разрушения установлено, что вода проникает в глину неравномерно (рис. 5).

На графике отчетливо видны периоды остановки увлажнения образца, образующие «ступени», чередующиеся с периодами увеличения скорости пропитки. Аналогичная «ступенчатость» наблюдается и в опытах с раствором хлорида калия. Изменение динамики пропитки образца имеет волнообразный характер. Продолжительность пауз имеет тенденцию к росту с увеличением глубины пропитки. Достаточно стабильно разрушение глины задерживается на глубине не менее 9 мм от поверхности. А выраженность пауз (а именно их количество и продолжительность) растет с

увеличением концентрации раствора (от 1 до 10 %). Это еще раз свидетельствует о наличии осмотических сил. Следует отметить, что изменение скорости увлажнения глинистых образов в межрелаксационный период с ростом концентрации, как показал эксперимент, не связано с изменением продолжительности периодов релаксации.

Рисунок 5. Разрушение образца глины в растворе хлорида натрия (8%)

Согласно гипотезе O.K. Ангелопуло и других, роль полупроницаемой перегородки в приствольной зоне скважины выполняет слой, непосредственно контактирующий с раствором. В этом слое между буровым раствором и поровой жидкостью породы может установиться осмотическое равновесие, что и подтверждает данный эксперимент.

В этом случае должна соблюдаться закономерность: чем выше концентрация электролита, тем выше осмотическое давление раствора, тем дольше должен быть период «осмотической работы» слоя породы, контактирующего с раствором. Установлено, однако, что при дальнейшем повышении концентрации растворов не только не наблюдается снижения скорости гидратации глин, но в некоторых случаях, наоборот, разрушение породы ускоряется. Это объясняется тем, что высокое содержание электролита в растворе создает условия для ускорения химических процессов (в частности, комплексообразования), способствующих дальнейшему разрушению структуры глин. Таким образом, дальнейшее повышение концентрации какой-либо соли в буро-

б ом растпоре выше определенного уровня (для определенной группы электролитов) не только не имеет смысла, но и в значительной мере снижает ингибирующие способности раствора.

Под действием расклинивающего давления воды и нарушения катионно-анионного равновесия в структуре глины верхний увлажненный слой разрушается. Причем в растворах солей одновалентных металлов (К+, №+), это происходит не постепенно, а скачкообразно (это подтверждают и результаты буровой практики). Практически не выражен «ступенчатый» характер увлажнения при обработке глины растворами многовалентных металлов, поскольку в растворах с поливалентными катионами разрушение верхнего увлажненного слоя породы происходит постепенно. Данный факт может быть объяснен различной адсорбционной способностью катионов, а именно высокой способностью к проникновению в породу ионов К+ и Иа+ и относительно малой способностью к адсорбции ионов Са2+ и Таким образом, действие одновалентных катионов сказывается на достаточно большой глубине их проникновения: разрушается сразу целый слой породы (хотя механизм этого разрушения для солей калия и натрия различен). А действие поливалентных катионов ограничивается поверхностным слоем глины.

Проведенные исследования позволяют сформировать следующие рекомендации к концентрациям растворов солей, используемым для приготовления буровых растворов. По найденным закономерностям можно привести подобные рекомендации и для других солей, представленные табл. 5.

Таблица 5 — Рекомендации по электролитному составу фильтратов буровых растворов

Электролит Рекомендуемая концентрация

ШС1 Не менее 10%

КС1 5-7%

СаС12 Не менее 10%

МёС12 Не менее 6%

1^04 Не менее 9 %

СаВг2 Не менее 11%

М£Вг2 Не менее 7%

Ыа2304 Не менее 36% (только в сильноминерализованных растворах)

СНзСООЫа Не менее 8%

Использование одновалентных катионов в растворах, предназначенных для ли-тифицированных глин, как показал весь комплекс исследований, должно быть огра-

ничено, поскольку, втягиваясь в иитенсивиый ионный обмен, они вызывают максимальные структурные изменения глинистых и сопутствующих минералов.

Ионы многовалентных металлов в значительно меньшей степени адсорбируются глинистой породой, а также снижают интенсивность катион-обменных процессов в системе «глина-раствор». В этом случае происходят меньшие структурные нарушения, нежели с одновалентными катионами. Оптимально эти свойства проявляются при концентрациях, приведенных в табл.5. К тому же при достаточной высокой степени полупроницаемости они способствуют возникновению разности осмотических давлений на границе раздела между раствором и массивом породы, непосредственно не контактирующей с ним. Поэтому прежде, чем повышать минерализацию промывочной жидкости, необходимо обеспечить полупроницаемость фильтрационной корки и поверхностного слоя глинистой породы, контактирующей с раствором. Это возможно за счет использования полимеров (биополимеров и крахмальных реагентов) и добавления гипса. Последний одновременно играет кольматирующую роль, а также роль источника ионов кальция.

Нежелательно присутствие в фильтрате бурового раствора большого количества хлорид-ионов, дестабилизирующих глинистую породу. Присутствие карбонат-ионов индифферентно, а наличие фосфат-, сульфат- и ацетат-ионов способствуют повышению устойчивости глинистой породы к осыпанию.

Необходимо поддержание водородного показателя раствора на допустимо низком уровне (ограничивающим фактором являются процесс коррозии металлического оборудования, эффективность полимеров в зависимости от рН среды и деструкция карбонат-содержащих компонентов породы), т. е. около 7-9. Высокая щелочность (избыток ОН) провоцирует ускорение ионообменного процесса, негативным последствием которого является дестабилизирующее действие гидроксид-ионов на межпакетные связи глинистых минералов и последующим диспергированием. Найденные выше закономерности применимы в случае обратимости ионообменных процессов в системе «буровой раствор - глинистая порода».

На основе комплекса исследований, включающих изменение ионного комплекса глины; рентгеноструктурные исследования; изучение скорости увлажнения глинистого образца, может быть рекомендован малоглинистый раствор, содержащий в своем составе высокомолекулярные реагенты (водорастворимые полисахариды, эфиры целлюлозы и акрилаты) - для модификации поверхности глины и упрочнения фильтрационной корки, и гипс - как адгезионный кольматант и источник некоторого количества ионов кальция. В частности, малоглинистый раствор следующего состава: бентонит до р=1020 кг/м3; Бех^ 4 г/л; РАС-Ы 3 г/л; КОН до рН 9; гипс 1 %.

Основные выводы

1. Установлено, что объективным критерием интенсивности увлажнения глинистых пород при взаимодействии их с водными растворами может служить определяемый экспериментально коэффициент скорости увлажнения Кс.

2. Экспериментально установлено, что в случае обратимости ионообменных процессов в системе «глинистая порода-раствор» с ростом концентрации наблюдается обратная связь между коэффициентом активности электролита у и коэффициентом скорости увлажнения Кс.

3. Установлено, что в случае необратимости ионообменных процессов в системе «буровой раствор-глинистая порода», т.е. при химической реакции, приводящей к образованию новых соединений, идет однонаправленный не поддающийся регулированию процесс кольматации породы за счет образования плохо растворимых соединений либо разрушения неглинистых минералов.

4. Установлено, что растворы некоторых электролитов стабилизируют структуру глин за счет снижения интенсивности ионообменных процессов в глинистых минералах. По убыванию этой способности электролиты ранжируются в следующий ряд (при равных эквивалентных концентрациях):

Мб804 > КОН > МяСЬ > СаС12 > КС1

5. Подтверждено, что добавление гипса, кольматирующего породу и являющегося источником ионов кальция, обеспечивает ингибирование гидратации литифици-рованных глин и повышает эффективность буровых растворов.

6. Установлено, что возникновение осмотических сил, противодействующих продвижению воды в породу, возможно при образовании увлажненного слоя глины не менее 10-12 мм. При меньшей толщине действие осмотических сил практически не сказывается. Таким образом, повышение минерализации раствора для поддержания высокого осмотического давления целесообразно лишь в том случае, когда состав фильтрата на длительное время способен обеспечить стабильность капиллярной системы увлажненной глинистой породы.

7. Установлено, что при использовании солей одновалентных металлов наблюдается ступенчатый характер гидратации литифицированных глинистых пород, обусловленный высокой подвижностью и адсорбционной способностью ионов калия и натрия. Продолжительность периодов релаксации растет с увеличением концентрации соли. Периоды релаксации чередуются с интенсивным разрушением породы, обусловленным диспергированием (пептизацией) глинистого минерала.

8. Доказано, что наличие в растворе анионов: сульфатов, фостатов и ацетатов - повышает ингибирующие свойства электролитов. Присутствие хлорид-иопов при прочих равных условиях, напротив, облегчает процессы разрушения глинистых пород.

9. Разработаны рекомендации по минерализации фильтрата и компонентному составу буровых растворов для вскрытия литифицированных глин.

10. Разработана методика оценки скорости увлажнения глинистых пород, которая в настоящее время используется в учебном процессе по дисциплине «Физико-химические методы борьбы с осложнениями».

Основное содержанке диссертации опубликовано в работах:

1. Уляшева, Н.М. К вопросу увлажнения глинистых пород в водных растворах электролитов [Текст] / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина II Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2010. - № 4. - С. 24-27.

2. Уляшева, Н.М. Влияние ионной силы раствора на скорость увлажнения глинистых пород [Текст] / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 4. - С. 28-30.

3. Ивенина, И.В. Регулирование состава и свойств буровых промывочных жидкостей для сохранения устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами [Текст] / И.В. Ивенина // Сб. науч. трудов: материалы научно-технич. конференции (18-21 апреля 2006 г.): в 3 ч.; 4.1/ под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГГУ, 2006. - С. 293-297.

4. Ивенина, И.В. Учет осмотической составляющей массопереноса в системе скважина-пласт» при разбуривании глинистых пород [Текст] / И.В. Ивенина II Сб. науч. трудов: материалы научно-технич. конференции (17-20 апреля 2007 г.): в 2 ч.; 4.1/ под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГГУ, 2008. - С. 195-199.

5. Ивенина, И.В. Исследование воздействия различных минерализованных составов на интенсивность гидратации глин [Текст] / И.В. Ивенина // Сб. науч. трудов: материалы научно-технич. конференции (15-18 апреля 2008 г.): в 2 ч.; ч.1/ под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 326-327.

6. Ивенина, И.В. Возможная взаимосвязь между величиной коэффициента активности электролита и интенсивностью гидратации глин в растворах электролита различной концентрации [Текст] / И.В. Ивенина // Сб. науч. трудов: материалы научно-технич. конференции (14-17 апреля 2009 г.): в 2 ч.; 4.1/ под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГГУ, 2009. - С. 232-234.

7. Ивенина, И.В. К вопросу о взаимодействии глинистых пород с электролит-содержащей фазой бурового раствора при бурении скважин [Текст] / И.В. Ивенина // Сб. науч. трудов: материалы научно-технич. конференции (13-15 апреля 2010 г.): в 3 ч.; ч.1/ под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2010. - С. 174-178.

Отпечатано в отделе оперативной полиграфии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. л. 1,6. Подписано в печать 02.03.2011 г. Тираж 100 экз. Заявка Ж 2344.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ивенина, Ирина Владимировна

Введение.

К Проблема устойчивости глинистых пород при бурении скважин.

И Г. 0 механизмах разупрочнения-глинистых пород;.

1.2. Адсорбционные силы л их роль в сохранении устойчивости глинистых пород.'.

1.3. Некоторые особенности и закономерности диффузионно-осмотического массопереноса.„.:.:. 18:

1.4. Диффузия и виды диффузионно-осмотического массопереноса в , скважине:.„.„.;.;.;.:

1.5. Влияние влажности глинистых пород на устойчивость стенок скважин

1.6. Существующие методики регулирования свойств буровых промывочных жидкостей с целью предотвращения осложнений при бурении глинистых пород: .52'

1.7. Цель и задачи исследований.

2. Выбор методов исследований увлажнения глинистых пород в среде бурового раствора. .;.:.:.

2.1. Стандартные методы исследования устойчивости глинистых пород:.

211.1. Исследование,ионообменной активностиглин.

2:1.2. Исследование.структурных изменений глин под действием растворов.

2.2: Специальные методы исследования скорости увлажнения глинистых пород. С.

2.2.1. Подготовка образцов к лабораторным исследованиям.

2.2.2. Изучение скорости пропитки образца растворами различного состава за фиксированный промежуток времени:.

2.2.3. Изучение скорости пропитки образца до фиксированной глубины или окончательного разрушения.

2.3. Выводы по главе 2.

3. Влияние водных растворов на ионный и минералогический состав и сорбционные свойства глинистых пород.

3.1. Исследование ионообменной активности глин.

3.1.1. Влияние состава электролитов на водную вытяжку глинистых образцов.

3.1.2. Изменение химического состава глинистых пород.

3.1.3. Выводы по разделу.

3.2. Исследование структурных изменений глин под действием растворов.

3.2.1. Рентгенография хлорит-гидрослюдистых образцов.

3.2.2. Рентгенография бентонитовой глины.

4. Результаты исследования скорости увлажнения глинистых пород.

4.1. Изучение скорости пропитки образца растворами различного состава за фиксированный промежуток времени.

4.1.1. Влияние электролитов на скорость увлажнения образцов глины.

4.1.2. Влияние дисперсных систем и буровых растворов на увлажнение образца глины.

4.2. Изучение влияния состава раствора на динамику увлажнения образца до заданной глубины.

4.3. Разработка рекомендаций по составу ингибирующих буровых растворов для вскрытия глинистых пород.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов"

Одним из наиболее распространенных осложнений при бурении скважин является потеря устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин. Возможные случаи потери устойчивости стенок скважин разнообразны, но все они определяются отклонением от номинального размера сечения скважины. Изменение диаметра ствола может быть обусловлено образованием глинистой корки (уменьшение) и размывом отложений, представленных, например, растворимыми солями (образование каверн). Кавернообразование обусловлено осыпями или обвалами горных пород, уменьшение диаметра скважины - выпучиванием пород. Причины последнего явления также различны. Выпучивание пород может привести как к обвалам, (падение пород под действием веса в направлении забоя скважины), так и к пробкообразова-нию (течение пород в направлении от забоя к устью скважины) [10].

Глинистые породы, к которым относятся набухающие глины, аргиллиты и глинистые сланцы, составляют 60 % всего осадочного комплекса пород, где сосредоточены основные запасы нефти и газа. Обрушения стенок скважины или пластические деформации после их вскрытия приводят к осложнениям, на ликвидацию которых затрачивается 23.35 % производительного времени, а также дополнительный расход материалов [15]. В-ряде случаев подобных осложнений скважину вообще не удается довести до проектной глубины. Анализ баланса времени строительства скважин по основным нефтедобывающим регионам страны показывает, что суммарное время, затрачиваемое на ликвидацию указанных осложнений и сопутствующих им аварий, в среднем за последние годы составляет около 10% календарного времени бурения. Вот почему при бурении глубоких скважин с целью поиска, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья значительную трудность представляет проходка потенциально неустойчивых глинистых пород.

Таким образом, осыпи и обвалы неустойчивых глинистых пород все еще остаются одной из актуальных проблем, возникающих при бурении скважин.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Установлено, что коэффициент увлажнения глинистых пород Кс находится в обратной зависимости от коэффициента активности неорганического электролита у, который позволит обосновать концентрацию электролитов в ингибирующих буровых растворах.

Теоретическое значение работы заключается в развитии научных подходов к оценке гидратации глинистых пород, в частности, в использовании коэффициента активности электролитов в качестве критерия, позволяющего оценить поведение растворов неорганических электролитов в скважине и в порах породы. Такой критерий может служить теоретической основой выбора состава буровых растворов с заданными свойствами.

Работа имеет следующую практическую значимость:

- Коэффициент активности электролитов может быть использован для разработки составов буровых промывочных жидкостей, что позволит сократить время на составление технологических регламентов и может использоваться в технологических проектах строительства скважин.

- Методика оценки скорости увлажнения глинистых образцов на основе определения коэффициента скорости увлажнения Кс может быть использована в качестве экспресс-метода при исследовании воздействия на глины растворов различных составов, а также в учебном процессе. Разработаны методические указания по использованию данного экспресс-метода исследования интенсивности увлажнения глиносодержащих пород.

Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - кандидату технических наук профессору Уляшевой Надежде Михайловне за оказание помощи на всех этапах выполнения диссертационной работы, а также сотрудникам кафедры химии: прежде всего заведующему кафедрой доктору химических наук профессору Крупенскому Владимиру Ильичу, доктору химических наук Хаину Владимиру Сергеевичу (посмертно).

Автор признателен за оказание технической помощи при выполнении экспериментальной части данной работы сотрудникам кафедр УГТУ: бурения, геологии нефти и газа, физики (в лице кандидата физических наук доцента Серова Игоря Константиновича), а также сотрудникам межкафедральной учебной и научно-производственной лаборатории инженерной геологии и технологии минерального сырья.

1. Проблема устойчивости глинистых пород при бурении скважин

В настоящее время рассматриваются два основных аспекта устойчивости ствола скважины. Во-первых, механическая устойчивость, зависящая от усилий и давлений, действующих на стенки ствола, и способность пород сопротивляться этим нагрузкам, т.е. напряженное состояние горных пород и, во-вторых, устойчивость, являющаяся следствием физико-химического взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами.

Все теории, основанные на превалирующей роли горного давления в каверно- и обвалообразованиях, не дают объяснений высокой устойчивости сухих и слабоувлажненных глин при продувке скважин газообразными агентами. Не дают эти теории и ответа на вопрос, почему обвалам подвержены в основном глинистые породы и породы, цементирующим веществом которых являются глинистые материалы [14].

Что касается второго аспекта, то общепризнанной является концепция влагопереноса в системе буровой раствор — порода. Однако отсутствует единство взглядов на доминирующую роль в них того или иного вида массо-переноса. Так, одни исследователи придерживаются мнения о преобладающей роли диффузионно-осмотических процессов [3, 4, 15], другие отдают преимущество процессам фильтрации, адсорбции и капиллярной пропитки [14,18].

В зависимости от солевого состава и концентрации поровых вод и промывочной жидкости и возможности их контакта в горной породе будут различны характер и направление перетока жидкостей. В одних разрезах перетоку способствует явление осмоса и капиллярной пропитки, в других — избыточное давление, диффузия и адсорбция. Само по себе поступление жидкости в горную породу не определяет эффекта ее действия на породу. Важен состав жидкости.

Поступление промывочной жидкости (воды или фильтрата) в горную породу создает условия, нарушающие молекулярно-кинетическое равновесие на границе жидкость — твердое тело, изменяется обменный комплекс среды, вследствие чего проявляются новые формы взаимодействия жидкости с минералом и цементирующим материалом, иногда приводящие к предельному ослаблению связей и разрушению породы [47].

По мнению авторов [48] преимущественное воздействие тех или иных процессов, способствующих разрушению глинистой породы, в определяющей мере зависит от глубины ее залегания и, соответственно, от литогенеза. Форма связи влаги в глинистых породах на разной глубине может быть различной: свободная, осмотическая, капиллярная, конденсационная, адсорбци-онно-связанная, химически связанная, - что определяется энергией связи воды и глинистого минерала. В соответствии с этим в разной мере проявляется и возможность того или иного вида взаимодействия в системе буровой раствор - порода при вскрытии пласта (табл. 1.1). I

Таблица 1.1 - Виды взаимодействия в системе «буровой раствор — порода» в зависимости от литогенеза

Глубина, м Прочность на одноосное сжатие, <Тсж, МГГа Стадия формирования свойств глинистых пород в процессе литогенеза Форма связи влаги в глинистых породах Энергия связи, кДж/моль (МПа) Переходная стадия гидратации глинистых пород при движении по стволу скважины

1000 15 Свободное ' уплотнение Свободная Осмотическая Поглощенная Собственно-капиллярная Капиллярно-осмотическая Конденсационная (0,5) (1) (0,1) (1) 0,42(1) 0,42(10) Полная гидратация, максимальное набухание, пептизация и диспергирование

2000 3000 20 30 Затрудненное уплотнение Полимолекулярная адсорбция 4,2(10) 42(102) Гидратация выбуренной глинистой породы в изменяющемся гидростатическом поле давлений

Продолжение таблицы 1.1

4000 45 Наличие уплотненных глин Адсорбционно-связанная (физико-химическая связь) 42(102) 84(103) Гидратация в условиях гидростатического давления

5000 6000 50 55-60 100 Отвердение, образование ар-гиллитоподоб-ных структур Химическая связь 84 840(>103) Равновесное состояние в массиве под горным давлением

Движение жидкости в горной породе во многом зависит от естественной пористости и проницаемости горной породы.

В обыкновенных и сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, движение жидкости подчиняется законам гидростатики и происходит под действием силы тяжести. В капиллярных (0,5-0,0002 мм) и субкапиллярных (<0,0002 мм) каналах движение жидкости не подчиняется закону гидростатики и происходит под действием особых сил, среди которых наибольшую роль играют поверхностное натяжение, силы прилипания и сцепления, действующие между стенками канала и жидкостью. В субкапиллярных каналах силы прилипания и сцепления становятся столь значительными, что сила гидростатического давления не может их преодолеть, а потому в таких отверстиях движения жидкости практически нет.

Таким образом, очевидно, что поступлению жидкости в пористые непроницаемые или слабопроницаемые породы будут способствовать процессы адсорбции и осмоса [8].

Результаты лабораторных и полевых исследований [3, 4, 8, 15, 27, 41] доказывают существенную роль осмотических процессов в переносе влаги в системе скважина - пласт. Спорной является лишь количественная оценка этой роли, что во многом определяет способ предотвращения осложнений, связанных с гидратацией глин. Для возможно полной оценки доминирующего значения того или иного процесса в гидратации глин рассмотрим механизмы, сопутствующие этим явлениям.

1.1. О механизмах разупрочнения глинистых пород

В качестве одной из основных гипотез о механизме дестабилизации терригенных, засоленных терригенных и отчасти соленосных пород можно рассматривать гипотезу O.K. Ангелопуло и др., согласно которой приствольная зона скважины - это тело, состоящее из трех концентрических слоев [5] (рис. 1.1).

Слой 1 непосредственно соприкасается со всеми компонентами промывочной жидкости (жидкими, твердыми, газообразными), находящимися в диссоциированном состоянии в дисперсионной среде, а также с частицами дисперсной фазы, имеющими размеры, соизмеримые с поровыми каналами породы. Этот слой имеет толщину от нескольких миллиметров, до нескольких сантиметров. Путем введения в буровой раствор специальных реагентов можно осуществить физико-химическое модифицирование пород этого слоя, приводящее к его упрочнению и кольматации. При неправильно выбранной рецептуре раствора слой очень быстро разупрочняется.

Рисунок 1.1. Схема образования концентрических слоев приствольной зоны породы при взаимодействии ее с буровым раствором согласно теории O.K. Ангелопуло и др.

Слой 2 вступает в контакт лишь с теми компонентами раствора, которые проникли через слой 1. Толщина этого слоя может достигать нескольких десятков сантиметров. Анализируя данные экспериментов, проведенных в

Просвет скважины лабораторных условиях, можно заключить, что внутрь слоя 2 проникает в основном только пресная вода за счет капиллярного всасывания или явления осмоса. Влажность породы увеличивается, а механическая прочность снижается. Если слой 1 является несовершенной полупроницаемой перегородкой, пропускающей не только воду, но и растворенные в ней электролиты, то возможны диффузия и перемещение ионов из жидкости, находящейся в поровых каналах (поровая жидкость), в буровой раствор. Здесь имеется в виду случай, когда степень минерализации бурового раствора меньше, чем поровой жидкости. При этом степень минерализации поровой жидкости снижается, что приводит к расширению гидратных оболочек на поверхностях частиц породы. В результате происходит либо увеличение объема породы в слое 2, либо рост в ней внутренних напряжений. Однако влажность породы практически не изменяется.

Слой 3, выделенный в приствольной зоне, представленный породами, сохраняющими свои естественные свойства в течение всего периода бурения, совершенно не вступает во взаимодействие с промывочными жидкостями.

Таким образом, в зависимости от свойств слоя 1 как проницаемой мембраны между буровым раствором и поровой жидкостью в слое 2, может установиться осмотическое или диффузионное взаимодействие. Если степень минерализации бурового раствора ниже, чем поровой жидкости, то результаты диффузии и осмоса в конечном счете одинаковы - устойчивость пород, слагающих стенки скважины, уменьшается.

По мере того, как слой 1 разрушается, его функции начинает выполнять часть слоя 2. Толщина слоя 2 не имеет конечной величины, увеличиваясь во времени, причем скорость этого процесса зависит от свойств пород, слагающих слой 1, температуры, давления, химического состава и плотности бурового раствора, степени минерализации поровой жидкости, степени нарушенное™ (перемятости) пород в приствольной зоне скважины и др.

Таким образом, на скорость и интенсивность разупрочнения потенциально неустойчивых пород, в том числе глинистых, значительное влияние оказывает степень их увлажненности.

Известно, что активное воздействие жидкости выражается процессами гидратации поверхности глинистых пород, диссоциации растворимых солей, процесса ионного обмена и химических превращений веществ [8].

Взаимодействие воды с гидрофильными минералами одними авторами рассматривается как образование на поверхности частиц этих минералов ге-леобразных пленок, другие отмечают, что глинистый раствор и его фильтрат, проникая по трещинам, выполняют роль смазки, уменьшающей силы сцепления между отдельными частицами породы.

В результате некомпенсированных молекулярных сил на поверхности твердой фазы образуются сольватные (гидратные) адсорбционные слои [18].

Суммарное количество жидкости (адсорбционного и диффузионного слоев), связываемое глинистыми минералами при контакте с водными средами, играет значительную роль в сохранении стабильности высококонцентрированных систем природных отложений глинистых пород, слагающих стенки скважин.

Анализ показывает, что наряду с количественным фактором поступившего в пласт фильтрата, еще большее значение имеют его состав и емкость обменного комплекса, которая зависит от состава глины и количества активных групп, содержащихся в ней. Активные группы имеют гидрофильный характер. При контакте с водой происходит своеобразная диссоциация активных групп на подвижные и малоподвижные ионы, связь между которыми ослабляется. При контакте увлажненной глины с растворами электролитов также происходит ионизация активных групп и процесс ионообмена. Однако, в зависимости от состава ионообменного комплекса раствора, набухания глины и нарушения связи между частицами может и не быть. Так, например, при содержании в фильтрате Ыа-катионита последний замещает ионы Са ,

М§ , содержащиеся в глине, что способствует пептизации глины, ее набуханию и разрушению, и, наоборот, если в фильтрате содержатся в основном

2+ ионы

Са , то устойчивость глины на стенках скважины будет стабильной. Состав обменного комплекса оказывает существенное влияние на кинетику набухания глин. Таким образом, увеличение объема глинистых материалов и пород при набухании обусловлено как процессами образования мономолекулярного адсорбционного слоя, так и диффузионных слоев. Набухание сопровождается развитием давления, называемого давлением набухания (или расклинивающим давлением) и выделением теплоты (теплота набухания). Это давление достигает огромных значений и может служить основной причиной смятия технических и эксплуатационных колонн в интервалах залегания сла-болитифицированных глин.

В качестве причин набухания рассматривают совокупность действия адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, определяющих напряжение, с которым вода удерживается в структурированной системе [18].

Действие капиллярных сил, видимо, ограничено периодом пропитки пробы исследуемого вещества. При значительной проницаемости проб (отсутствии полупроницаемой мембраны) влияние осмотических сил также носит ограниченный характер. В этом случае основную роль в межпакетном набухании играют адсорбционные силы. Значительное увеличение объема наблюдается в глинистых породах, представленных в основном монтмориллонитами [18].

При этом начальное набухание является внутрикристаллическим и зависит от энергии гидратации обменных катионов. На следующей стадии (макроскопическое или вторичное набухание) Ш-монтмориллонит поглощает примерно 10 см воды на 1 г глины и увеличивает свой объем приблизительно в 20 раз. На этой стадии набухания образование двойных диффузионных слоев происходит скачкообразно от 2 до 3 нм с изменением электростатических сил притяжения к осмотическим силам отталкивания. С поверхностью глин прочно связаны лишь два - три слоя воды. На величину набухания оказывают влияние не только обменные катионы, но и анионы: с увеличением заряда аниона набухание возрастает, что в основном обусловлено осмотическим процессом.

Баланс сил взаимодействия между слоями с ростом водопоглощения значительно изменяется. При малых межслоевых расстояниях силы притяжения и силы отталкивания являются близкими, величинами, а при больших - силы отталкивания становятся больше почти в 100 раз.

Величину набухания определяют по формуле [1В]:

Я = ^ + 1, (1.1)

•".■'•• т где К — коэффициент набухания, равный отношению объема жидкости Уж, связанной пробой, , к объему сухих частиц Уо; у — плотность сухой глины, г/см3; т - масса навески пробы, г; tg¡3 — коэффициент, показывающий, какая доля от объема пор в сухой пробе сохраняется в набухшей пробе (в виде иммобилизованной жидкости); а - некоторый коэффициент, зависящий от свойства глины и величины

Кроме коэффициента Л* можно определить степень набухания К], равную отношению суммы объемов ¥ж + У0 к Ко Или К + I = К}, и коэффициент 1<2, равный отношению ¥ж к массе сухой пробы т.

Степень набухания К1 показывает, во сколько раз увеличился объем сухих частиц вещества, а показатель набухания К2 — сколько жидкости набухао ния (в см ) связывает 1 г глинистых минералов или глинистых пород.

Между этими коэффициентами имеется зависимость: К = К} — 1 = К2Т.

В работе [60] исследовано осмотическое набухание при соприкосновении связанного засоленного грунта с пресной водой или с раствором, концентрация солей которого меньше, чем в грунтовом растворе. Отмечено, что набухание может происходить даже в водонасыщенном грунте, если только он обладает полупроницаемыми свойствами.

Величина набухания при этом зависит не только от разности концентраций солей в грунтовом растворе и во внешней жидкой среде, но и от величины пористости и от рода грунта (гранулометрического и минералогического состава). В качестве исследуемых грунтов были использованы: кембрийская глина, глуховецкий каолин и огланлинский бентонит, - сильно от' личающиеся по минералогическому составу. Из опытов видно, что засоленные грунты (кембрийская глина и глуховецкий каолин) гораздо больше набухают, чем незасоленые. Однако отмечается, что некоторые грунты (огланлинский бентонит) не подчиняются этому правилу, что обусловлено, видимо, еще и ионообменным процессом, вызывающим противонаправленный по отношению к осмотическому поток частиц. Наиболее интенсивное набухание происходит в первые сутки, а дальше процесс набухания замедляется.

В работе [71] рассмотрен механизм разупрочнения глинистых (гидрослюдистых) горных пород при их взаимодействии с буровым раствором вследствие ионообменных процессов.

Нейтральность кристаллической решетки гидрослюдистых минералов, к которым относятся рассматриваемые глинистые породы, обеспечивается калием (К+) и гидроксонием (Н30+), соотношением которых в структурных позициях гидрослюд (в межпакетном пространстве кристаллической решетки) определяется способность последних к внутрикристаллическому набуханию за счет изоморфного замещения калия и гидроксония натрием и гидро-ксилом (ОН") в межслоевых промежутках этих минералов в процессе гидратации. Эти изоморфные замещения обусловливают избыток отрицательных зарядов в кристаллической решетке гидрослюд и делают ее электрически неуравновешенной.

При рН = 7 концентрация ионов гидроксония (Н30+) и гидроксила (ОН") одинакова. В случае применения буровых растворов с рН > 7 равновесие процесса диссоциации смещается вправо, т.е. количество диссоциированных ионов гидроксила увеличивается. В этом случае начинается диффузионный массоперенос выравнивания концентраций между фильтратом бурового раствора и глинистой породой, что приводит к нескомпенсированно-сти структурной ячейки в целом, к ослаблению связей между слоями и, в конечном счете, к осыпанию породы на стенках скважины.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Ивенина, Ирина Владимировна

155 Выводы

2. Экспериментально установлено, что в случае обратимости ионообменных процессов в системе «глинистая порода — раствор» с ростом концентрации наблюдается обратная связь между коэффициентом активности электролита у и коэффициентом скорости увлажнения Кс.

3. Установлено, что в случае необратимости ионообменных процессов в системе «буровой раствор - глинистая порода», т.е. в случае, когда имеет место химическая реакция, приводящая к образованию новых соединений, идет однонаправленный не поддающийся регулированию процесс кольмата-ции породы за счет образования плохо растворимых соединений либо разрушения неглинистых минералов. '

М£804 > КОН > > СаС12 > КС1

5. Подтверждено, что добавление гипса, кольматирующего породу и являющегося источником ионов кальция, обеспечивает ингибирование гидратации литифицированных глин и повышает эффективность буровых растворов.

7. Установлено, что при использовании солей одновалентных металлов наблюдается ступенчатый характер гидратации литифицированных глинистых пород, обусловленный высокой подвижностью и адсорбционной способностью ионов калия и натрия. Продолжительность периодов релаксации растет с увеличением концентрации соли. Периоды релаксации чередуются с интенсивным разрушением породы, обусловленным диспергированием (пеп-тизацией) глинистого минерала.

8. Доказано, что наличие в растворе анионов: сульфатов, фостатов и ацетатов — повышает ингибирующие свойства электролитов. Присутствие хлорид-ионов при прочих равных условиях, напротив, облегчает процессы разрушения глинистых пород.

• 157 .■'/•

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ивенина, Ирина Владимировна, Ухта

1. Аветисян, НГ. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах Текст.: обзорн; информ. / Н.Г. Аветисян. - М., 1983. -31с.-(Сер. Бурение. /ВНИИОЭНГ).

2. Аветисян/' Н.Г. Критерий оценки устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми породами Текст. / Н.Г. Аветисян // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ Ml, 1980; - №Т. — С 5—7.

3. Аветисян, Н.Г. Предупреждение1 нарушений устойчивости' горных пород под действием осмотического*массопереноса Текст.: обзорн. информ. / Н.Г. Аветисян, ВТО. Шеметов М., 1980; - 40 с. - (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

4. Аветисян, Н.Г. Прогнозирование осмотических процессов и их последствий при бурении скважин Текст. / Н.Г. Аветисян, В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1979. - № 10. - С. 8-10.

5. Ангелопуло, O.K. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких: скважинах Текст.: обзорн. информ. / O.K. Ангелопуло, Б.Н. Хахаев, H.A. Сидоров. М., 1978. - 70 с. - (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

6. Ахмадеев, Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей? Текст.?/ Р.Г. Ахмадеев, B.C. Дашошевский. -М.: Недра, 1981. 152 с.

7. Бабенков, Е.Д:' Очистка воды коагулянтами. Текст. / Е.Д^.Бабенков. М.: Наука/1977. - 355 с.

8. Белов, В.П. Образование. каверн при бурении скважин Текст. / В .П. Белов.-М.: Недра, 1970. 150 с.

9. Брайен, Эванс. Выбор солевых растворов и реагентов для стабилизации глин с целью предотвращения повреждения пласта Текст. / Брайен Эванс, Сайэд Али // Нефтегазовые технологии. 1997. - № 5. - С. 13-17.

10. Васильченко, C.B. О теории и практике борьбы с разрушениями стенок скважин Текст. / C.B. Васильченко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 4. - 2009. - С. 22-27.

11. Войтенко, B.C. Прикладная геомеханика в бурении Текст. / B.C. Войтенко. М.: Недра, 1990. - 252 с.

12. Вялов, В. А. Применение известковых буровых растворов для уменьшения обвалообразований Текст. / В.А. Вялов, В.А. Пошвин, В.И. Кулик, З.П. Матвеева // Нефтяное хозяйство. № 8. - 1995. - С. 37-39.

13. Габузов, Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород Текст. / Г.Г. Габузов, В.И. Дорошенко, A.C. Макарян // Нефтяное хозяйство. № 9. - 1983. - С. 34-36.

14. Гамзатов, С.М. Влияние осмотических явлений на кавернообразование Текст. / С.М. Гамзатов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1980. - № 8.-С. 16-18.

15. Гамзатов,- С.М. Методика определения и прогнозирования осмотических явлений в скважинах Текст. / С.М. Гамзатов // РНТС: сер. бурение/ВНИИОЭНГ.-М., 1973.-№ 10.-С. 15-17.

16. Глебов, C.B. Экспресс-метод определения физико-химического взаимодействия бурового раствора и горной породы Текст. / C.B. Глебов, JI.A. Степанов // Нефтяное хозяйство. -№ 6. — 1992. С. 17-18.

17. Городнов, В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении Текст. / В.Д. Городнов. М.: Недра, 1984. - 23 0 с.

18. Городнов, В.Д. Буровые растворы Текст. / В.Д. Городнов. М. : Недра, 1985.-296 с.

19. Городнов, В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов Текст. / В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.М. Тимохин и Др- — М.: Недра, 1975. 272 с.

20. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. Текст. / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. -М.: Недра, 1985. -510 с.

21. Деминская, Н.Г. Разработка сохранения устойчивости литифицированных глин на основе регулируемой кольматации Текст.: автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / Н.Г. Деминская. Ухта, 2008. -24 с.

22. Дытнерский, Ю.И. Разделение жидких смесей на полимерных мембранах (обзор) Текст. / Ю.И. Дытнерский, В.Н. Головин, Н.В. Кочергин и др. // Теоретические основы химической технологии: Том И. № 5, 1968. — С. 651-664.

23. Дытнерский, Ю.И. Мембранные процессы разделения жидких смесей Текст. /Ю.И. Дытнерский. -М.: Химия, 1975.- 120 с.

24. Евсеев, ■ В.Д.Особенности Разрушения горных пород при использовании различных буровых растворов: Текст.: автореферат дис. . канд. техн. Наук: 25.00.15 / В.Д. Евсеев. Томск, 1997. - 24 с.

25. Зарубежная техника и технология ликвидации прихватов колонны труб в глубоких скважинах Текст.: обзор, информ. / И. А.Серенко, Н. А. Сидоров, Ю. А. Пешалов и др. — М., 1977.- 115 с. (Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ).

26. Зозуля, В.П. Разупрочнение стенок скважин в глиносодержащих породах Текст. /В.П. Зозуля. Казань: ФЭН, 2001. - 181 с.

27. Иванников, В.И. О природе осложнений при бурении скважин в неустойчивых глинистых породах Текст. / В.И. Иванников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — № 5. С.37-42.

28. Ивенина, И.В. Исследование скорости увлажнения глинистых пород Текст.: методические указания / И.В. Ивенина. Ухта: УГТУ, 2011. - 16 с.

29. Иносаридзе, Е.М. Буровой раствор для бурения скважин со значительными вертикальными отходами в разрезах, сложенных глинистыми отложениями Текст. / Е.М. Иносаридзе, Г.Г. Ишбаев, Г.В. Загидуллина // Бурение скважин. № 3. - 2010. - С. 58-60.

30. Исмайлов, Ф.А. О влиянии толщины глинистой корки и минералогического состава горных пород на их осмотические свойства Текст. / Ф.А. Исмайлов, М.А. Галустова, О.В. Качкарева // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. - № 3. - С. 17-19.

31. Казанский, В.В. Механизм и профилактика обвалообразования стволов скважин при разбуривании аргиллитовых толщ Текст. / В.В. Казанский, O.A. Брагина и др. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 6. - С.21-23.

32. Кошелев, В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов Текст. / В.Н. Кошелев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 1. - С. 13-15.

33. Леонов, Е.Г. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород в стенках скважин Текст. / Е.Г. Леонов, B.C. Войтенко // Известия вузов. Геология и разведка. -№ 3. 1977. - С. 117-121.

34. Лиопо, В.А. Рентгеновская дифрактометрия: учеб. пособие. Текст. / В.А. Лиопо, В.В. Война. Гродно: ГрГУ, 2003. - 171 с.

35. Михеев, В.И. Рентгенометрический определитель минералов Текст. / В.И. Михеев. М.: Гос. науч.-техн. изд-во литературы по геологии и охране недр. - 1957. - 870 с.162 '

36. Нечаева, O.A. Изучение свойств малоглинистого полимерного раствора на основе МФ-17 для бурения неустойчивых горных пород Текст. / O.A. Нечаева, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009.-№ 9; - С. 28-32.

37. Нигмагуллина, А.Г. Обоснование состава полимерсолевых растворов для сохранения- устойчивости глинистых пород с различным, типом структурных связей-Текст. : автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / А.Г. Нигматуллина. — Уфа, 1984. 26 с.

38. Новиков;,B.C. К вопросу устойчивости глинистых пород при бурении скважин Текст. / B.C. Новиков // Нефтяное хозяйство. 1999. - № б. - С. 1115: '

39. Новиков, B.C. Оценка устойчивости глинистых пород: при бурении ' скважин. Часть 1 Текст. / B.C. Новиков?// Нефтяное хозяйство.,- 1996. № 6. -С. 14-16. •

40. Новиков, 43.С. Оценка устойчивости глинистых пород при бурении скважин. Часть 2 Текст. / B.C. Новиков // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 10.-С. 21-24.

41. Нурмамедов, А. Разработка гидрофобизирующих буровых растворов Текст. / А. Нурмамедов // Бурение. 2002. - № 2. - С. 26-27.

42. Нурмамедов, А. Технология получения ингибированных буровых растворов Текст. / А. Нурмамедов // Бурение. 2002. - № 2. - С. 27-29.

43. Обозина, Е.О. Способ обработки . бурового раствора комплексным ингибирующим реагентом «КИР» для, промывки скважин' в неустойчивых глинистых отложениях. Текст. / Е.О. Обозина //Нефтегазовые технологии. -2003.-№ 4.-С. 106-107.

44. Пеньков, А.И; Влияние полимеров на ингибирование глин Текст. / А.И. Пеньков // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 5. - С. 24-27.

45. Пеньков, А.И. Новые системы, буровых растворов для осложненных условий Текст. ■/ А.И. Пеньков, В.И. Рябченко и др. //Нефтяное хозяйство. -1982. — № 7. С. 9-13 .

46. Писаренко, А.П. Курс коллоидной химии Текст. / А.П. Писаренко, К.А. Поспелова, А.Г. Яковлев. М.: Высшая школа, 1964. - 246 с.

47. Пономаренко, Ю. Силикатные буровые растворы нового поколения М-сил Текст. / Ю. Пономаренко, В. Землянский, О. Хоперский // Бурение и нефть. 2006. - № 3. - С. 19-20.

48. Рахимбаев, Ш.М. Зависимость кавернообразования в глинистых отложениях от удельного электрического сопротивления бурового раствора Текст. / Ш.М. Рахимбаев, Ю.Т. Кадыров, А.Р. Аминов // Нефтяное хозяйство. 1980. -№ 10. - С. 21-22.

49. Рахимов, A.A. Обвалообразования при бурении и меры их предупреждения Текст. / A.A. Рахимов // Бурение и нефть. 2009. - №11.-С. 33-35.

50. Рейд, П.И. Разработка ингибирующих водных буровых растворов Текст. / П.И. Рейд, П.М. Харрингтон // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1991.- № 10.-С. 31-39.

51. Рельтов, Б.Ф. Осмотические явления в связанных грунтах при неравномерном' их засолении Текст. / Б.Ф. Рельтов, H.A. Новицкая // Известия ВНИИ гидротехники. 1954. - Т. 51. - С. 95-122.

52. Рельтов, Б.Ф. Дальнейшие экспериментальные исследования осмотических явлений в связных грунтах Текст. / Б.Ф. Рельтов, H.A. Новицкая // Известия ВНИИ гидротехники. 1955. - Т. 53. - С. 147-164.

53. Рязанов, Я.А. Энциклопедия по буровым растворам Текст. / Я.А. Рязанов. Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.

54. Розенгафт, А.Г. Результаты применения полимерного ингибированного бурового раствора Текст. / А.Г. Розенгафт, З.Ю. Гинковская, М.Я. Червиц // Нефтяное хозяйство. 1989. 7. - С. 23-26.

55. Садыхов, Ю.В. К вопросу о количественной характеристике совместимости свойств бурового раствора и горных пород Текст. /Ю.В. Садыхов, Г.Г. Габузов, В.И. Дорошенко // Азербайджанской нефтяное хозяйство. 1981. -№ 7. - С. 33-36.

56. Свиридов, Л.А. Осмотические явления при бурении скважин Текст. / Л.А. Свиридов, В.И. Рябченко // Буровые растворы и крепление скважин / редакц. совет.: А.И. Булатова, Р.И. Шишенко, В.И. Крылова и др. -Краснодарское книжное издательство, 1971. С. 50-53.

57. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин Текст. / М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмайылов, Л.М. Орман. -М.: Недра, 1981. 175 с.

58. Сеид-Рза, М.К. К вопросу исследования осмотических процессов с точки зрения сохранения целостности стенки скважины Текст. / М.К. Сеид-Рза, М.Д. Фаталиев, Ф.А. Исмайлов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. -№ 2. - С. 14-17.

59. Сергеев, Г.Л. Технология бурового раствора для бурения в осыпающихся глинистых сланцах, аргиллитах Текст. / Г.Л Сергеев // Бурение и нефть. 2004. - № 12. - С. 30-31.

60. Табакаева, Л.С. Использование низкоконцентрированных растворов полимеров в качестве глиностабилизаторов Текст. / Л.С. Табакаева // Бурение и нефть. 2003. - № 3. - С. 16-17.

61. Тагер, A.A. Физико-химия полимеров Текст. / A.A. Тагер. М.: Химия, 1968.-536 с.

62. Уляшева, Н.М. К вопросу увлажнения глинистых пород в водных растворах электролитов Текст. / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 4. - С. 24-27.

63. Уляшева, Н.М. Влияние ионной силы раствора на скорость увлажнения глинистых пород Текст. / Н.М. Уляшева, И.В. Ивенина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 4. - С. 28-30.

64. Филиппов, Е.Ф. Разработки ингибирующего бурового раствора, обеспечивающего достоверную интерпретацию результатов геофизических исследований скважин Текст.: автореферат дис. . канд. техн. наук: 25.00.15 / Е.Ф. Филиппов. Краснодар, 2006. - 24 с.

65. Хасаев, P.M. Осмотическое давление на стенках бурящейся скважины Текст. / P.M. Хасаев, P.A. Халилова // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 11. — С. 21-22.

66. Чураев, Н. В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах Текст. / Н.В. Чураев. М.: Химия, 1990. - 272 с.

67. Шарафутдинов, 3.3. Стабилизация глинистых отложений на основе нанотехнологий. Буровые растворы Текст. / 3.3. Шарафутдинов, М.М. Гайдаров и др. // Бурение и нефть. 2009. - № 1. - С. 41-44.

68. Шарафутдинова, Р.З. Влияние степени увлажнения глинистых отложений на стабильность стенок скважины Текст. / Р.З. Шарафутдинова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2009. — № 9.-С. 20-25.

69. Шарафутдинова, Р.З. Разрушение глинистых отложений в процессе бурения и их взаимосвязь с показателями пластичности и текучести Текст. / Р.З. Шарафутдинова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. - № 10. - С. 8-10.

70. Шеметов, В.Ю. О правомерности диффузионно-осмотической гипотезы влагопереноса в системе буровой раствор — глинистая порода Текст. / В.Ю. Шеметов // Промывка скважин. Краснодар: ВНИИКрнефть. -1980.-С. 113-115.

71. Шеметов, В.Ю. Причины и механизм кавернообразования при бурении скважин Текст. / В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1978.-№10.-С. 9-11.

72. Шеметов, В.Ю. Регулирование■ осмотических процессов при бурении скважин Текст. / В.Ю. Шеметов // РНТС: сер. бурение / ВНИИОЭНГ. М., 1980.-№11.-С. 7-10.

73. Шептала, Н.Е. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов Текст. / Н.Е. Шептала. -М.: Недра, 1974. 152 с.

74. Advances in drilling covered at conference in Southeast Asia // Oil & Gas Journal. Feb. 1. - 1993. - P. 41-44.

75. Al-Awad M.N.J., Hamada G.M., Almalik M.S. Low-resistivity beds may produce // Oil & Gas Journal. Jan. 1 - 2001. - P. 33-39.

76. Chenevert M.E., Osisanya S.O. Shale/Mud Inhibition Defined With Rig-Site Methods// SPE Drilling Engineering. 1989, IX. - vol. 4, № 3. - P. 261-268.

77. Cheng-La Lu. A New Technique for the Evaluation of Shale Stability in the Presence of Polymeric Drilling Fluid // SPE Production Engineering. 1988. -vol. 3, № 3. — P. 366-374.

78. Chesser B.G., Gossen F.A. Design Consideration For an Inhibitive, Stable Water-Based Mud System // SPE Drilling Engineering. 1987. - vol. 2, № 4. - P. 331-336.

79. Hale A.H. Method of Quantify Viscosity Effects on Dispersion Test Improves Testing of Drilling-Fluids Polymers // SPE Drilling Engineering. 1991. -March.-P. 44-49.

80. Plank J.P. Visualization of Fluid-loss Polymers in Drilling-Mud Filter Cakes II SPE Drilling Engineering. 1987. - Sept. - P. 203-208.

81. Shokir E.M.E1-M. Neural network determines shaly-sand // Oil & Gas Journal. Apr. 23 - 2001. - P. 3 7-41.

82. Sunde Egil. New Gypsum/Polymer Mud System Eliminates Gumbo Problems on Tommeliten Field Production Wells // SPE Drilling Engineering. -1990.-March.-P. 17-20.

83. Wilcox R.D., Fisk Jr. J.V., Corbett G.E. Filtration Method Characterizes Dispersive Propriety of Shales // SPE Drilling Engineering. 1987. - vol. 2, № 4. -P. 149-158.

Информация о работе

Ивенина, Ирина Владимировна
кандидата технических наук
Ухта, 2011
ВАК 25.00.15

Диссертация

Повышение эффективности ингибирования глинистых пород путем управления минерализацией буровых растворов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы