Основы физико-химии очистных агентов

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Очистные агенты представляют собой

физико-химические системы, состоящие из одной или нескольких фаз.

Фазой называется часть системы, отделенная от других частей реальной поверхностью раздела.

Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными (однородными).

Гомогенные системы являются молекулярно-ионно-дисперсными системами, так как вещества в них находятся в виде или диспергированы (раздроблены) до размеров отдельных молекул, ионов (а < 10-7см).

Лекция № 2

1.3. Основы физико-химии очистных агентов

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Примером гомогенных систем могут

служить истинные растворы (водные растворы солей, щелочей и кислот).

Всякий раствор состоит из растворенных веществ и растворителя, т.е. среды, в которой эти вещества равномерно распределены в виде молекул или ионов.
Обычно растворителем считают тот компонент, который в чистом виде существует в таком же агрегатном состоянии, что и полученный раствор. Если оба компонента до растворения находились в одинаковом агрегатном состоянии, то растворителем считается тот компонент, которого больше.

Растворы с низким содержанием растворенного вещества называются разбавленными, а с высоким – концентрированными.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Различают растворы водные (полярные),

когда растворителем
является вода, и неводные (неполярные), когда растворителем
являются органические и неорганические вещества.

В бурении примером гомогенных систем (до попадания в них
шлама) могут служить:

техническая вода;
полимерные растворы;
водные растворы электролитов (солей);
водные растворы ПАВ;
газообразные агенты.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Физико-химические системы, состоящие из

двух и более числа фаз, называются гетерогенными (неоднородными).

Гетерогенные системы включают в себя совокупность мелких частиц, называемую дисперсной фазой (ДФ), и окружающее их вещество, называемое дисперсионной средой (ДС).

Отсюда, обязательным условием получения гетерогенных систем является взаимная нерастворимость диспергированного вещества (дисперсной фазы) и дисперсионной среды.

По характеру (природе) дисперсионной среды гетерогенные системы могут быть водными (полярными) и углеводородными (неполярными).

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Важнейшей характеристикой гетерогенных систем

является
степень дисперсности D, которая определяется величиной,
обратной размерам частиц дисперсной фазы

D = 1/a, см-1, (2.1)

где а – характерный размер частиц дисперсной фазы, см:
диаметр (для сферических и волокнистых частиц);
длина ребра (для частиц кубической формы);
толщина пленки (для пластинчатых частиц).

Степень дисперсности численно равна числу частиц, которые
можно плотно уложить в ряд длиной 1 см.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Мерой дисперсности (раздробленности) системы

может
служить и удельная поверхность дисперсной фазы, под
которой понимают отношение площади всей поверхности
частиц дисперсной фазы S к их массе m

Sуд = S/m, м2/г. (2.2)

По степени дисперсности гетерогенные системы делятся на
две группы:

высокодисперсные или коллоидные
а ≈ 10-5…10-7 см, D ≈ 105…107 см-1;

грубодисперсные
а > 10-5 см, D < 105 см-1.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Вследствие малого размера частиц

дисперсной фазы суммарная поверхность в гетерогенных системах очень велика и может составлять десятки, сотни и даже тысячи м2 на 1 г дисперсной фазы.

Высокая степень дисперсности и сильно развитая межфазная поверхность определяют многие важнейшие свойства гетерогенных систем: их кинетическую (седиментационную) устойчивость, вязкость, фильтрационную способность и др.

При этом перечисленные свойства в значительной степени зависят от концентрации в системе частиц коллоидных размеров вследствие того, что на них будет приходиться основная часть общей межфазной поверхности.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Следующим отличительным признаком гетерогенных

систем с жидкой дисперсионной средой является агрегатное состояние дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой и газообразной.

Системы с твердой дисперсной фазой и жидкой дисперсионной средой называются суспензиями

ТДФ + ЖДС = суспензия.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Системы, в которых дисперсная

фаза и дисперсионная среда
представляют собой несмешивающиеся жидкости, называются
эмульсиями

ЖДФ + ЖДС = эмульсия.

В этом случае одна из жидкостей должна быть полярной, а
другая неполярной. Обычно полярную жидкость условно
называют «водой», а неполярную – «маслом».

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Различают 2 типа

эмульсий:

прямые «масло в воде» или гидрофильные;

обратные «вода в масле» или гидрофобные.

Для эмульсий характерна коаленсценция капель дисперсной
фазы, т.е. их самопроизвольное слияние.
Чтобы получить устойчивую эмульсию в систему добавляют
стабилизаторы (ПАВ).

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Системы с газообразной дисперсной

фазой и жидкой дисперсионной средой называются газовыми эмульсиями (в бурении – аэрированными растворами).

Аэрация – процесс насыщения жидкости газом (воздухом).

Для аэрированных растворов характерно свободное перемещение в объеме несвязанных между собой пузырьков газа.

Когда концентрация газа велика, а дисперсионная среда представляет собой тонкие вытянутые пленки, то такие высококонцентрированные ячеисто-пленочные связные дисперсные системы уже называются пенами.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Сгруппируем существующие типы очистных

агентов по
определенной схеме, в основу которой положим физико-
химические признаки, поскольку очистные агенты являются
физико-химическими системами.
Важнейшими физико-химическими признаками очистных
агентов, как физико-химических систем, являются следующие:

число фаз;

природа (состав) дисперсионной среды;

агрегатное состояние дисперсной фазы.

Лекция № 2

1.3.1. Классификация очистных агентов

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
По числу фаз очистные

агенты можно разделить на два больших класса: гомогенные (однофазные) и гетерогенные (многофазные).

По природе (составу) системы в целом или её дисперсионной среды можно выделить подклассы водных (полярных), углеводородных (неполярных) и газообразных очистных агентов.

Кроме того, гетерогенные системы могут быть разделены на группы по агрегатному состоянию дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой, газообразной и комбинированной.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 2
Классификация очистных агентов

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 2
Классификация очистных агентов (продолжение)

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Типы очистных агентов далее

можно подразделять на
различные виды в зависимости от степени и состава
минерализации всей системы или её дисперсионной среды,
количества дисперсной фазы, способа приготовления БР и т.д.

Так, водные (полярные) гомогенные и гетерогенные очистные
агенты в зависимости от концентрации солей (в пересчете на
NaCl) могут быть:
пресными (до 1 %);
слабоминерализованными (1…3 %);
среднеминерализованными (3…20 %);
высокоминерализованными (> 20 %).

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Эти же очистные агенты

по составу солей (по составу
минерализации) могут быть:
хлоркалиевыми;
хлоркальциевыми;
силикатными (малосиликатными);
гипсовыми;
известковыми;
гипсоизвестковыми;
алюминатными (алюмокалиевыми, алюмокальциевыми);
гипсокалиевыми.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Если концентрация твердой дисперсной

фазы не превышает 7 % по объему, то такие БР относят к растворам с низким содержанием твердой фазы (РНСТФ или малоглинистые).

По способу приготовления глинистые растворы могут быть условно подразделены на естественные, образующиеся в стволе скважины в процессе бурения глинистых пород (получаемые самозамесом), и искусственные, приготовленные на поверхности.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Обоснование выбора свойств буровых

растворов, определяющих эффективность выполнения ими требуемых в тех или иных геолого-технических условиях бурения функций, а также установление допустимых пределов изменения показателей выбранных свойств (регламента) в процессе бурения – важнейшие задачи этапа проектирования технологии промывки скважин.
Для решения этих задач необходимо иметь четкие представления о всех свойствах буровых растворов, влиянии этих свойств на выполнение буровым раствором тех или иных функций, а также о существующих показателях и методиках оценки различных свойств буровых растворов.

Лекция № 2

2. Функциональные свойства буровых растворов и их оценка

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Последнее имеет весьма важное

значение и с позиций контроля за качеством бурового раствора в процессе бурения, задачей которого является получение объективной информации об отклонениях значений показателей относительно заданного регламента и принятие соответствующих мер по восстановлению (регенерации) свойств бурового раствора.
Кроме того, такой контроль в процессе бурения необходим и для анализа влияния свойств бурового раствора на ТЭП буровых работ, без которого немыслима разработка путей дальнейшего улучшения качества буровых растворов.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Важнейшими свойствами большинства типов

буровых растворов являются следующие:
плотность;
структурно-механические, реологические, фильтрационно-коркообразующие, электрохимические и триботехнические свойства;
содержание твердой фазы, коллоидных глинистых частиц, абразивных частиц (песка), нефти и газа;
седиментационная устойчивость;
ингибирующая, консолидирующая (крепящая), недиспергирующая, закупоривающая и другие способности.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Плотность бурового раствора -

это масса единицы его объема.
Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба бурового раствора

ргс = ρ q H, (2.3)
где ргс - гидростатическое давление, Па;
- плотность бурового раствора, кг/м3;
q - ускорение свободного падения, м/с2;
Н - высота столба бурового раствора, м.

Лекция № 2

2.1. Плотность

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Для предупреждения флюидопроявлений гидростатическое

давление столба бурового раствора должно превышать пластовое (поровое) давление (рп).

Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное (рпн), аномально высокое (рпАВ) и аномально низкое (рпАН) пластовое давление.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Градиент нормального пластового давления

принят равным 10 000 Па/м, что, как следует из формулы (2.3), при q = 10 м/с2 эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды)
рпн = 1000 q H. (2.4)

Градиент аномально высокого пластового давления (АВПД) превышает 10 000 Па/м и может достигать 22 600 Па/м, т.е.

1000 q H < рпАВ ≤ 2260 q H. (2.5)

При значении градиента меньшем, чем 10 000 Па/м, пластовое давление считается аномально низким (АНПД)

рпАН < 1000 q H. (2.6)

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Степень отклонения величины пластового

давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления

Кан = рп / рпн = рп / 1000 q H. (2.7)
Очевидно, что для АВПД Кан > 1, а для АНПД Кан < 1.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Помимо удержания в пластах

жидких и газообразных полезных ископаемых, повышенное давление столба бурового раствора на стенки скважины помогает поддерживать их устойчивость, так как создает противодавление.
В земной коре горная порода находится в состоянии равномерного всестороннего сжатия (без учета тектонических сил).
Геостатическое (горное) давление на глубине Н равно давлению вышележащих пород

рг = ρп q Н, (2.8) где ρп - плотность горных пород, кг/м3.
По данным американских исследователей средняя плотность горных пород составляет 2262 кг/м3, в нашей стране при расчетах среднюю плотность пород принимают равной 2300 кг/м3.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
При циркуляции бурового раствора

давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурового раствора, и давления на преодоление гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве Δрк.п..
Сумму гидростатического давления (ргс) и потерь давления в кольцевом пространстве (Δрк.п.) называют гидродинамическим давлением (ргд).

Если для расчета Δрк.п. использовать формулу Дарси-Вейсбаха, то без учета потерь давления между соединениями бурильных труб и стенками скважины, величина гидродинамического давления (ргд, Па) будет равна

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик

n
ргд = ргс + Δрк.п. = ρ q H + Σ {λi (υi2 ρ li) / [2 (Di - dнi)]}, (2.9)
i=1

где n - число интервалов кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины;
λi - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства;
υi - скорость потока бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства, м/с;
li - длина i - го интервала кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины, м;
Di - диаметр скважины на i - м интервале, м;
dнi - наружный диаметр труб на i - м интервале скважины, м.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Очевидно, что для предупреждения

гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (ргд < ргр).

ргр = (0,5…1,1) ρп q Н. (2.10)

Как следует из формулы (2.9), снижение величины гидродинамического давления возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока бурового раствора и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
С ростом гидродинамического давления

на забой скважины существенно снижается механическая скорость бурения.
Это объясняется ухудшением условий отрыва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою.
Частицы породы удерживаются на забое силами, обусловленными разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которую принято называть дифференциальным давлением (рд)

рд = ргд - рп. (2.11)

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 2





рос
ргд
рп
Каким образом

можно уменьшить усилие, прижимающее частицу разрушенной породы к забою?

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Существует три возможных пути

уменьшения усилия, прижимающего частицу выбуренной породы к забою:
уменьшение площади поверхности частицы, на которую воздействует дифференциальное давление;
уменьшение гидродинамического давления (снижение плотности, вязкости и скорости потока бурового раствора, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины;
увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при высокой мгновенной фильтрации бурового раствора.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
По правилам безопасности в

нефтяной и газовой промышленности (ПБ) «Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий».
Интервалы совместимых условий выявляются путем построения совмещенного графика давлений, на который наносят градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пластов в эквиваленте плотности.
Значения градиента пластового давления (давления гидроразрыва пласта) на глубине H находят по результатам гидродинамических, геофизических исследований или расчётным путем.
Совмещенный график давлений является основой для проектирования конструкции скважины.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Лекция № 2

рпρ
ргрρ

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
По ПБ при бурении

скважин на нефть и газ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

10…15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

5…10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4…7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Пример. Определить регламентируемую ПБ

плотность бурового раствора для бурения скважины в интервале совместимых условий, залегающем на глубине от 2000 до 2500 м, если продуктивный пласт с максимальным для этого интервала пластовым давлением 26 МПа должен быть вскрыт на глубине 2250 м.
Величина пластового давления в эквиваленте плотности (рпρ) равна

рпρ = 26⋅106 / 10⋅2250 = 1155,6 кг/м3.

Допускаемые пределы изменения плотности из условия превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым на 5…10 % составят

= 1155,6 + (0,05…0,1) 1155,6 = 1213…1271 кг/м3.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Верхний предел плотности бурового

раствора из условия о максимально допустимой репрессии на пласт (≤ 2,5 МПа) будет равен

ρmax = (26⋅106 + 2,5⋅106) / (10⋅2250) = 1267 кг/м3.

Таким образом, при бурении в рассматриваемом интервале значения плотности бурового раствора должны находиться в диапазоне от 1213 до 1267 кг/м3. При этом, если нет необходимости повышать плотность бурового раствора с целью обеспечения устойчивости стенок скважин, более предпочтительным является ее меньшее значение - 1213 кг/м3.

Лекция № 2

кафедры бурения скважин П.С. Чубик
Для измерения плотности буровых

растворов используют ареометр АБР-1 или рычажные весы-плотномер ВРП-1.

Лекция № 2