Буровые технологические жидкости

1.

БУРОВЫЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ЖИДКОСТИ
ЛЕКЦИЯ 5
Отделение нефтегазового дела
Константин Мадестович Минаев
[email protected]
02.11.2023

2.

Особенности глин
Обеспечивают вязкость и регулируют
фильтрацию
Термоустойчивы
Пластовые глины являются загрязителями
При наличии избытка глинистой твердой
фазы возрастает необходимость и
стоимость химической обработки
Требуется разбавление раствора
2

3.

Классификация глин
Физические свойства
Размер частиц
Тип породы / Минералогия
– Кристаллическая структура
– Химический состав
3

4.

Классификация глин
Глины
Слоистые
Каолиниты, хлориты,
смектиты
Игольчатые
Аттапульгит,
сепиолит
Разбухающие
смектиты
Неразбухающие
Каолиниты, хлориты
4

5.

Классификация глин
Классификация глин по кристалической
структуре
Слоистые силикаты
Смектит
Иллит
Хлорит
Каолинит
Игольчатые
Аттапульгит
Сепиолит
Вайомингский бентонит (монтмориллонит)
и выбуренная порода
Выбуренная порода
(до 1998 г относился к гидрослюдам)
Выбуренная порода
Выбуренная порода
Солестойкие растворы
Солестойкие и термостойкие растворы
5

6.

Слоистые силикатные
глины
Глины:
– Двухслойные
• Слой кремнезема
• Слой глинозема
– Трехслойные (например: натриевый бентонит)
• Слой кремнезема
• Слой глинозема
• Слой кремнезема
6

7.

Слоистые силикатные
глины
Четырехслойные (хлорит)
• Слой кремнезема
• Слой глинозема
• Слой кремнезема
• Слой брусита
(гидроксид магния)
7

8.

Структура трехслойных
алюмосиликатов
Все поверхностные заряды сбалансированы
Слой
оксида
кремния
Слой оксида
алюминия
Слой
оксида
кремния
Пирофиллит
8

9.

Пространственная
Структура глин
9

10.

Смектитовая Глина
10

11.

Аттапульгит (Палыгорскит)
11

12.

Смектиты
В данное семейство входят:
Монтмориллониты
Гекториты
Сапониты
Нонтрониты
Фемонтмориллониты
12

13.

Монтмориллонит
Базальное расстояние в кристаллической решетке
монтмориллонита
(расстояние
между
некоторой
плоскостью в одном пакете и аналогичной плоскостью в
другом пакете) может изменяться от 0,92 нм, когда между
пакетами вода отсутствует, до 14 нм, а в некоторых
случаях и до полного разделения пакетов.
Важнейшей особенностью кристаллической решетки
монтмориллонита является замещение 1/6 части атомов
алюминия в среднем слое атомами магния, которое
происходило в процессе образования глины.
В связи с замещением Al3+ на Mg2+
возникла
ненасыщенная валентность, т.е. создался избыточный
отрицательный заряд в решетке.
13

14.

Монтмориллониты
14

15.

Кристаллы слоистых
силикатных глин
Диаметр: ~1 микрон (1 миллионная метра)
Толщина: ~10 Å (10 миллиардных метра)
Диаметр : Толщина:
Площадь поверхности / Вес: ~ 800 м2 / г
Кристаллические пластинки расположены поверхность к
1,000 : 1
поверхности в виде пачки
Расстояние между кристаллами от 7 дo 17 Å
Заряды на основной поверхности в большинстве отрицательные
Заряды на краях кристаллов в основном положительные
15

16.

Монтмориллонит
Если накопление глины происходило в морских
бассейнах, характеризующихся высокой концентрацией
NaCl,
то
на
глинистых
частицах
осаждались
преимущественно катионы Na+ и K+ (натриевый
монтмориллонит или бентонит).
В пресноводных бассейнах на глинистых частицах
осаждались
преимущественно
катионы
щелочноземельных металлов – Ca2+, Mg2+ (кальциевый
монтмориллонит или бентонит).
Двухвалентные катионы обеспечивают более сильное
притяжение
между
пакетами
по
сравнению
с
одновалентными,
в связи с чем Са-бентонит хуже
диспергируется и набухает, чем Na-бентонит.
16

17.

Монтмориллонит
Включает:
Монтмориллонит натрия, натриевый
монтмориллонит (Вайомингский бентонит)
Кальциевый/магниевый монтмориллонит.
Для придания раствору необходимой
вязкости требуется в 4 (четыре) раза больше,
чем натриевого
Монтмориллониты смешанного состава
Курс «Буровые промывочные и тампонажные
растворы»
Лекция 6 «Основы химии глин и глинопорошков»
17

18.

Бентонит
Бентонит является в основном
глиной монтмориллонитового вида
(не менее 70 %)
Обладает высокой способностью
гидратироваться в пресной воде
Увеличивается в объеме от 4 до 10
раз после гидратации
18

19.

Гидратация бентонита
Глины
Катионообменная емкость
Мг-экв / 100 г
Монтмориллонит
Иллит
Каолинит
Аттапульгит
70 – 130
10 – 40
3 – 15
10 – 35
Катионообменная емкость глины – способность глины
адсорбировать на своей поверхности катионы
Катионообменная емкость показывает, насколько данная глина
реакционно-активна
19

20.

Гидратация бентонита
Глины
Катионообменная емкость
Мг-экв / 100 г
Монтмориллонит
Иллит
Каолинит
Аттапульгит
70 – 130
10 – 40
3 – 15
10 – 35
Катионообменная емкость глины – способность глины
адсорбировать на своей поверхности катионы
Катионообменная емкость показывает, насколько данная глина
реакционно-активна
20

21.

Глинистые пластинки
Обмен катионов в растворе
происходит на поверхности
глинистых частиц
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
21

22.

Факторы, влияющие на ионный
обмен
Тип глин
Порядок замещения катионов
•Размер/Тип катионов
•Разность зарядов
Концентрация катионов
22

23.

Факторы, влияющие на ионный
обмен
Катион может служить связью, удерживающей
частицы глинистых минералов вместе, таким образом
уменьшая гидратацию.
Мультивалентные катионы связывают слои
вместе более прочно, чем одновалентные катионы,
обычно приводя к агрегации глинистых частиц.
Калий, одновалентный катион, исключение из
правила.
Адсорбированные катионы могут становиться
гидратированными
и притягивать водную оболочку
определённой
формы.
Размер
и
форма
гидратированного катиона влияет на его способность
проходить между межслоевыми поверхностями глины и
влиять как на набухание глины , так и на гидратацию.
23

24.

Факторы, влияющие на ионный
обмен
• Литий
• Натрий
• Калий
• Mагний
• Кальций
• Алюминий
• Водород
Легкий ионный обмен
Более тяжелый
24

25.

Факторы, влияющие на ионный
обмен
Катион
Литий Li+
Натрий Na+
Калий K+
Аммоний NH4+
Магний Mg2+
Кальций Ca2+
Алюминий Al3+
Ионный
диаметр (Ао)
1,56
1,90
2,66
2,86
1,30
1,98
1,00
Гидратированный
Диаметр (Ао)
14,6
11,2
7,6
5,0
21,6
19,2
18,0
Одновалентные катионы с большим гидратированным
диаметром
вызывают большее набухание
и
диспергирование.
Многовалентные
катионы
с
маленькими
гидратированными диаметрами более ингибирующие
катионы.
25

26.

Катионообменная емкость
Глины
Катионообменная емкость
Монтмориллонит
Иллит
Каолинит
Аттапульгит
Мг-экв / 100 г
70 – 130
10 – 40
3 – 15
10 – 35
Катионообменная емкость глины – способность глины адсорбировать
на своей поверхности катионы
Катионообменная емкость показывает, насколько данная глина
реакционно-активна
! Однажды адсорбировавшись в межплоскостной области , гидратированные ионы
могут дегидратироваться со временем, подвергаясь воздействию высоких температур
таким образом, что межплоскостное расстояние действительно сокращается и глина
становится менее активной
26

27.

Типы связей глинистых частиц
Дополнительно к знанию количества и качества глин в
буровом растворе, необходимо знать состояние ассоциации
глинистых частиц. Различные процессы связывания глинистых
частиц важны для понимания и контроля реологии глинистых
суспензий и глинистых буровых растворов.
Большая грань или плоская (базальная) поверхность
заряжена отрицательно, а тонкая поверхность ребра заряжена
положительно, где кристаллическая решётка разрушена и
разорванные связи выступают на поверхность.
Эти электрические заряды и обменные катионы
создают поле электрических сил вокруг глинистых частиц,
которое определяет, как эти частицы
взаимодействуют с
другими.
27

28.

Типы связей глинистых частиц
Если обменные ионы диссоциированы с поверхности глины,
силы отталкивания
между плоскими отрицательно заряженными
поверхностями большие, и поверхности будут отдаляться от других
таких же частиц. Полное диспергирование редко и возможно только в
разбавленных суспензиях очищенного натриевого монтмориллонита.
Обычно имеет место некоторая степень сцепления между частицами.
Глинистые частицы ассоциируются в одно из следующих состояний:
агрегация, диспергирование, флокуляция и дефлокуляция. Они могут
быть в одном или нескольких состояниях объединения в определённый
момент времени с одним состоянием ассоциации в качестве
превалирующего.
28

29.

Типы связей глинистых частиц
» АГГРЕГИРОВАННЫЕ
˃ Поверхность к поверхности
» ДИСПЕРГИРОВАННЫЕ
˃ Хаотично расположены
» ФЛОКУЛИРОВАННЫЕ
˃ Поверхность к торцу
» ДЕФЛОКУЛИРОВАННЫЕ
29

30.

Типы связей глинистых частиц
Агрегация
( связь грань к грани) приводит к формированию толстых
пластин или пакетов. Это уменьшает число частиц и является причиной
уменьшения пластической вязкости. Агрегация может вызываться введением
двухвалентных катионов в буровой раствор , таких как Са2+. Это может иметь
место при добавлениях извести или гипса или при бурении ангидритов или
цемента. После первоначального увеличения вязкость будет со временем и
температурой уменьшаться до некоторой величины , меньшей , чем она была
сначала.
Диспергирование
(химическое
диспергирование
пептизация) – явление, обратное агрегации, приводит к большему числу
частиц и более высокой пластической вязкости. Глинистые частицы обычно
агрегируются до того, как они гидратируются, и некоторое диспергирование
происходит, как только они гидратируются. Степень диспергирования зависит
от содержания электролита в воде, времени, температуры, обменных ионов на
глине, и концентрации глины. Более низкая солёность, более длительное
время, более высокая температура и более низкая жёсткость приводят к
большему диспергированию.
30

31.

Типы связей глинистых частиц
Флокуляция (частный случай коагуляции)
опирается на
ассоциацию типа ребро-ребро и /или ребро- грань , приводя к формированию
структуры типа «карточный домик». Это вызывает увеличение вязкости,
гелеобразования и водоотдачи. Интенсивность этого увеличения - функция
сил, действующих при связывании частиц и числа частиц, способных к
соединению. Всё, что увеличивает силы отталкивания между частицами или
сжимает плёнку адсорбированной воды, такие, как добавление двухвалентных
катионов или высокая температура , способствует флокуляции.
Дефлокуляция - это диссоциация флокулированных частиц. Добавление
определённых химических реагентов в буровой раствор нейтрализует
электрохимические заряды на глинах. Это удаляет притяжение , которое
приводит к связям типа ребро-ребро и /или ребро – грань между глинистыми
частицами. Так как дефлокуляция проявляется в уменьшении вязкости ,
дефлокулирующие реагенты
часто относят к
разжижителям бурового
раствора. Дефлокуляция также
способствует
более плотной упаковке
глинистых частиц в фильтрационной корке , что уменьшает водоотдачу.
31

32.

Глинопорошки готовят из бентонитовых (ПБ), палыгорскитовых (ПП) и
каолинит - гидрослюдистых (ПКГ) глин.
Для повышения качества глинопорошков и, тем самым, для
повышения выхода глинистого раствора, на ряде заводов во время
помола глины в нее добавляют различные химические реагенты
(Na2CО3, М-14ВВ, метас и др.).
Такие глинопорошки называют модифицированными (ПБМ, ППМ).
Выход глинистого раствора из них в 1,5-2 раза выше, чем из
природной глины.
Например, добавка Na2CО3 способствует переводу Са-бентонита в
натриевую форму, которая лучше набухает, сильнее гидратируется и
легче диспергируется.
32

33.

Чем легче диспергируется и сильнее гидратируется глина, тем больший
объем глинистого раствора с определенной вязкостью можно получить из
одной и той же массы глины.
В соответствии с ОСТ 39-203-01-86 основным показателем качества
(сортности) глин, используемых для целей бурения, является выход
(объем) глинистого раствора в м3 с эффективной вязкостью равной
20 мПа·с, получаемый из 1 т глины.
С
целью
ускорения
приготовления
глинистых
растворов
преимущественно используют глины в виде порошков.
Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную глину с
добавками или без добавок химических реагентов.
33

34.

Показатели качества различных сортов глинистого сырья
Сорт
Показатели
I
II
III
IV
Плотность раствора, г/см3
1,06
1,06
1,06
> 1,11
Выход раствора, м3 /т
10
8
6
<6
Cодержание песка,
% не >
6
7
7
8
На внешнем рынке качество глинопорошков для бурения оценивают по
стандарту Американского нефтяного института (API-13A) и по спецификации
ассоциации нефтяных компаний (OCMA DFCP-4). За рубежом выпускается
около 120 марок глинопорошков для водных буровых растворов, в том
числе около 80 из бентонитовых глин, но только 16 марок отвечают
требованиям API-13A или OCMA DFCP-4.
34

35.

На предприятии ООО «Бентонит Хакасии» в соответствии с ТУ
08.12.22-012-01424676-2019 выпускаются Глинопорошки
бентонитовые для производства буровых
растворов следующих марок: ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ
ПОКАЗАТЕЛИ
ПБМА
ПБМБ
ПБМВ
ПБМГ
Выход глинистого раствора
вязкостью 20 мПа*с, м3/т, не менее
20,0
16,0
12,0
8,0
Массовая доля влаги, %, не более
12,0
12,0
12,0
12,0
Мокрый ситовой анализ, остаток на
сите, % с сеткой № 0071, не более
10,0
10,0
10,0
10,0
35

36.

Промышленные запасы бентонитов в США имеются в 26 штатах;
бентониты штатов Вайоминг, Монтана, Южная Дакота относятся к щелочной
разновидности. Среди них вайомингский бентонит является уникальным
(обменный комплекс до 100–110 мг экв/100 г с содержанием катионов
натрия 70–80 мг экв/100 г, выход раствора 16–20 м3/т) и с ним, как с
эталонным, сопоставляют обычно качество бентонитовых глин во всех
странах.
Штат
Вайоминг
поставляет
около
70%
всех
глин,
классифицируемых как высокосортный бентонит для бурения нефтяных
скважин.
Из вайомингского бентонита без химической обработки 29 фирм
выпускают 31 торговую марку бентопорошков для всех типов водных
буровых растворов, включая и соленасыщенные.
36

37.

Очевидно, что чем ниже качество глинопорошка, т.е. чем ниже
выход глинистого раствора, тем выше его плотность при одной и той же
эффективной вязкости.
Так, для получения 1 м3 глинистого раствора с эффективной
вязкостью равной 20 мПа·с потребуется 50 кг глинопорошка ПБМА (выход
глинистого раствора 20 м3/т) и 500 кг глинопорошка ПКГН (выход глинистого
раствора 2 м3/т).
При плотности глины равной 2600 кг/м3 плотность раствора из
глинопорошка ПБМА (без учета его влажности) составит 1030 кг/м3,
а из глинопорошка ПКГН – 1300 кг/м3.
37

38.

Используя соответствующую химическую обработку (CaCl2, Ca(OH)2,
CaSО4·2H2O), направленную на повышение глиноемкости, плотность бурового
раствора из низкокачественных глин при сохранении его реологических
свойств в рабочих пределах можно довести до 1400…1450 кг/м3.
Когда же необходим буровой раствор с большей плотностью
(предупреждение газоводонефтепроявлений в зонах АВПД) используют
добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых минералов –
утяжелителей.
Впервые в качестве утяжелителя американец Страуд в 1921 г.
предложил использовать окислы железа, а в 1922 г. – барит, который был
испытан в 1923 г. при бурении скважины на нефть ударно-канатным
способом в штате Калифорния.
38

39.

В зависимости от основы минерала природные утяжелители делятся на 4
вида (расположены в порядке роста утяжеляющей способности):
карбонатные: известняк (CaCO3, = 2600…2800 кг/м3), доломит
(CaCO3·MgCO3, = 2800…2900 кг/м3);
баритовые : сульфат бария или барит (BaSO4, = 4200…4500 кг/м3);
железистые: гематит (Fe2O3, = 4900…5300 кг/м3); магнетит (Fe3O4, =
5000…5200 кг/м3);
свинцовые: галенит (PbS, максимально достижимая плотность бурового
раствора равна 3840 кг/м3).
39

40.

Кроме плотности, другими важнейшими характеристиками утяжелителя
являются:
инертность (минимальное изменение всех других свойств бурового
раствора, кроме плотности);
абразивность;
степень дисперсности (тонкость помола).
Все эти характеристики взаимосвязаны. Так, чем выше степень
дисперсности утяжелителя, тем он менее инертен и абразивен. При низкой
степени дисперсности - выше абразивность и инертность утяжелителя, но
ниже седиментационная устойчивость утяжеленного раствора.
40

41.

Степень дисперсности утяжелителя устанавливают ситовым анализом (по
остатку на сите с определенным размером ячеек).
Абразивность, как правило, определяют по потере массы стандартной
лопасти мешалки, перемешивающей буровой раствор, содержащий
исследуемый утяжелитель.
По методике API об инертности утяжелителя судят по значению
характеристического индекса (ХИ)
ХИ = + 0 + 3·(СНС10 с + СНС10 мин).
Исследуемый утяжелитель считается инертным, если ХИ равен или меньше
стандартного (эталонного) значения, установленного API.
41

42.

Бурение в сложных геолого-технических условиях нередко
сопровождается поглощением бурового раствора, т. е. его уходом из ствола
скважины в околоствольное пространство.
Обязательными условиями возникновения поглощений бурового
раствора являются наличие перепада давления в системе «ствол скважины пласт» и наличие в вскрываемых пластах каналов, по которым буровой
раствор может уходить из ствола скважины вглубь этих пластов.
Исходя из названных условий возникновения поглощений все
мероприятия по их предупреждению и ликвидации сводятся к снижению
перепада давления или репрессии на поглощающие пласты и, что более
радикально, к изоляции каналов поглощения.
42

43.

Среди многочисленных способов изоляции каналов поглощения наиболее
простым, доступным, дешевым, весьма оперативным и достаточно
высокоэффективным является их закупоривание вводимыми в буровой
раствор наполнителями.
Накопленный зарубежными специалистами опыт показывает, что
суммарное массовое содержание наполнителей в буровом растворе, вполне
достаточное для ликвидации поглощений различной интенсивности, включая
полное, и не вызывающее каких-либо нарушений процесса роторного
бурения, составляет до 5…7 %.
При этом наилучшие результаты достигаются при использовании смесей
(композиций) наполнителей различного вида (волокнистые, зернистые,
чешуйчато-пластинчатые и др.) и преимущественно в разрезах,
представленных крепкими породами.
43

44.

Волокнистые наполнители:
древесные опилки;
измельченная кора деревьев;
кордное волокно;
техническая кошма;
кожа-«горох»;
улюк волокнистый (недоразвитые семена хлопчатника);
асбест;
торф;
куриные перья и др.
Чешуйчато-пластинчатые наполнители:
слюда-чешуйка;
целлофановая стружка;
бумажная стружка;
подсолнечная лузга;
рыбья чешуя;
сломель-М и др.
44

45.

Зернистые наполнители:
скорлупа ореховая (фундук);
мелкая резиновая крошка (дробленная резина);
полиэтиленовая крошка;
щебень;
гравий;
песок;
пемза;
шлак;
туф;
диатомит;
трепел;
опоки;
керамзит;
измельченные панцири раков и др.
45

46.

СПАСИБО
ЗА ВНИМАНИЕ!