Разработка ингибирующих буровых растворов

4.4. Методы исследования  ингибирующих свойств                                              буровых растворов

    Ингибирующая способность – это способность промывочной жидкости предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами.

    В связи со сложностю процессов  влагопереноса в системе «ствол скважины –глинистые породы» единый показатель оценки ингибирующей способности  промывочной жидкости до сих пор отсутствует. По этой причине в исследовательской и инженерной практике ингибирующую способность характеризуют достаточно большим числом различных показателей. Однако все эти показатели в принципе могут быть объединены в три группы: показатели набухания, показатели влажности и показатели деформации естественных и искусственных образцов глинистых пород, контактирующих с исследуемой средой.

    

    В нашей стране в группе показателей набухания наиболее широко используемым является обобщенный показатель устойчивости глинистых пород, который предложен в качестве критерия оценки ингибирующей способности промывочных жидкостей В.Д.Городновым и определяется по следующей формуле [7]:

С=(Р_mф/Р_mв)(К_2в/К_2ф)(t _ф / t _в)(w_ср.в/w_ср.ф)= (Р_mф/Р_mв)(w_ср.в/w_ср.ф)²           (4.2)

где Р_m – пластическая прочность набухшего до равновесного состояния образца глинистой породы, Па;

К₂ – показатель набухания, равный отношению объема связанной образцом жидкости набухания к исходной массе образца, см³/г;

      t  – период набухания, ч;

      w_ср– средняя скорость набухания (К₂/t), см/(г·ч);

индексы «в» и «ф» означают, что исследуемой средой является соответственно дистиллированная вода и фильтрат промывочной жидкости.

    Для определения величин набухания (К₂, t, w_ср) глинистой породы в исследуемой среде используют одновременно два прибора конструкции Жигача – Ярова (рисунок 4.2). Пластичную прочность Р_m набухших до равновесного состояния образцов глинистых пород определяют с помощью конического пластомера.

    В данных лабораторных условиях выполнить  эксперименты для использования формулы (4.2) и получения обобщенного показателя устойчивости глинистых пород невозможно.

    Изучение  влияния ингибированных буровых  растворов на набухание глинистых пород проводилось с использованием прибора конструкции Жигача – Ярова  (рисунок 4.2).

    

    Для испытания брался бентонитовый глинопорошок марки НПТ массой 5 г. Прибор необходимо подготовить к работе. Для этого индикатор часового типа 1 (манометр) установим в нулевое положение поворотом диска. На днище цилиндра 3 уложили два кружка фильтровальной бумаги 8, выровняли поршнем 4 и измерили их толщину (h₂). Затем верхний кружок фильтровальной бумаги извлекли из цилиндра, а на нижний поместили навеску бентонита 6. Легким постукиванием по цилиндру глинопорошок равномерно распределили по всей поверхности, после чего в цилиндр плавно опустили верхний кружок фильтровальной бумаги и поршень. Произвели уплотнение пробы бентонита силой пальцев руки при встряхивании прибора. Закрыли крышку 2 и произвели замер сухой пробы с фильтровальными бумагами (h_с). В стакан 5 налили буровой раствор, поместили в нем собранный цилиндр.

    

    Начало  смачивания ингибированным буровым раствором, определенное по первоначальному отклонению стрелки индикатора, является начальным моментом отсчета времени опыта. По мере набухания глинистых частиц объем пробы изменяется, пока не достигнет некоторой стабильной величины. В процессе опытов производятся изменения объемов пробы, соответствующих различным моментам времени. На основании получаемых результатов строится кривая кинетики изменения объема пробы изучаемого глинистого материала при его взаимодействии с буровым раствором.

    Как правило, опыт считается завершенным, если за сутки показания индикатора изменилось не более чем на 0,02 мм [14].

    Для оценки ингибирующих свойств полимер-гликолиевый ингибирующий буровой раствор сравнили с полимерглинистым буровым раствором (аналогичный буровому раствору, который используется на предприятии). Чтобы уменьшить погрешность проведения экспериментов поставили по три прибора конструкции Жигача-Ярова с ПГ ИБР и полимерглинистым буровым раствором (ПГ БР), причем все 6 приборов настраивались таким образом, чтобы начальные значения были максимально приближенны друг к другу.

    В таблице 4.6 приведены результаты проведенных опытов.

                                                                  Таблица 4.6

Результаты  измерения набухания глины 

 

     h_н, мм –начальное показание пустого прибора;

     h₂, мм – показание толщина двух фильтровальных бумаг;

     h_с– высота  сухой пробы вместе с двумя фильтровальными бумагами, мм;

     h –измеряемая величина набухания а различный промежуток времени, мм;

     Dh= h– h_с, мм –изменение величины набухания образца относительно первоначальной величины, то есть это абсолютная величина набухания без учета высоты сухого образца и толщины двух фильтровальных бумаг, количественно равной высоте жидкости в приборе связанной образцом глинопорошка.

     Анализируя  полученные результаты опытов можно оценить, что погрешность измерения набухания глинистого образца на приборе конструкции Жигача – Ярова составляет 0,05 мм.

    На  рисунке 4.3 представлен график кинетики набухания бентонитового глинопорошка в ПГ ИБР и полимерглинистый буровой раствор в координатах Dh – t. 

 

    Произведение  высоты глинистого образца, определяемой по показаниям индикатора часового типа до и после набухания, на площадь поперечного сечения цилиндра (последняя постоянна для партии приборов) дает величины V₀, V_наб и V_ж, из которых вычитается объем, занимаемый двумя кружками фильтровальной бумаги соответственно до и после набухания (в процессе набухания объем фильтровальной бумаги увеличивается примерно на 25-30%) [27].

    Оценка  величины набухания осуществляется по зависимости [7]:

К=gа/m+tgb–1,                                                  (4.3)

    где К – коэффициент набухания, равный отношению объема жидкости V_ж, связанных пробой к объему сухого глинопорошка V_о;

    g – плотность сухого глинопорошка, г/см³;

    m – масса навески пробы, г;

    а – коэффициент, зависящий от свойств  глины и величины tgb;

    

    tgb – коэффициент, показывающий какая доля от объема пор в сухой навеске, сохраняется в набухшей пробе.

    Степень набухания К₁ определяется по формуле:

К₁=(V_Ж+V₀)/V₀ =К+1                                             (4.4)

    Степень набухания К₁ показывает во сколько раз увеличился объем сухих частиц исследуемого вещества. С учетом конструкции прибора для упрощения оценки кинетики набухания вместо величин V_Ж и V₀, возможно поставить значения набухания L_Ж и L₀, тогда

К= L_Ж/L₀,                                                       (4.5)

    где L_Ж – высота пробы набухшего глинопорошка в буровом растворе, мкм;

         L₀ – высота исходной сухой пробы глинопорошка, мкм;

К₁=(L_Ж+L₀,)/L₀,                                                 (4.6)

    Качественная  оценка влияния промывочного бурового раствора на набухание глины нами проводилась по скорости набухания, определяемой по зависимости:

V_Н =DL_Ж /Dt,                                                    (4.7)

    где Dt – время изменения высоты пробы набухающего глинопорошка DL_Ж.

    Если  пренебречь набуханием фильтровальной бумаги, то L_Ж=Dh_max; тогда DL_Ж =Dh_i+1– Dh_i. Высота исходной сухой пробы L₀ = h_с – h₂ (табл. 4.6)

    Результаты  экспериментальных работ, проведенные по изучению степени и скорости набухания глинистого образца в среде ингибированных буровых растворов представлена в таблице 4.7

                                                                  Таблица 4.7

Влияние буровых растворов на набухание бентонитовой глины