Диссертация (1173025), страница 19
Текст из файла (страница 19)
Микро-наноструктура поверхности осадка и бурового керна до и после применения технологии полимерной «двойной защиты» (SEM)(a: буровой керн до модификации, б: буровой керн после модификации,строение микро нано-сосцевидного отростка поверхности горной породы,в: осадок до модификации, г: осадок после модификации, структура микронано-сосцевидного отростка поверхности горной породы)КернФильтрационный осадокРис.91. Значительное снижение поверхностной энергии порового пространства керна и осадка полимерами «двойной очистки»135a：18.11°в：165°б：8.23°г：153°Рис.92. Полимеры «двойной очистки» для проявления супергидрофобностибурового керна и поверхности осадка(а: буровой керн до модификации, в: буровой керн после модификации, б:осадок до изменений, г: «очищенный» осадок)a：0°в：151°.б：0°г：150°Рис.93. Липофильность «двойной очистки» для проявления супергидрофобности бурового керна и поверхности осадка(а: буровой керн до модификации, в: буровой керн после модификации, б:осадок до изменений, г: «очищенный» осадок)Таблица 15.
Смазываемость амфипатического реагента лучшее чем остальные продукции в Китае и за рубежомсмазочный коэффициент0.54Снижение смазочного коэффициента-0.3240.70%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（CX-300H）0.1670.40%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（PF-lube）0.3142.60%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（Geruidisi）0.2259.30%образец4% исходный буровой раствор4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（PF-lube）1364%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（DFL）0.181.50%4% исходный буровой раствор+ 3% супер-амфипатический реагент0.0885.20%смазочный коэффициент0.52Снижение смазочного коэффициента-0.3238.50%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（CX-300H）0.1571.20%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（PF-lube）0.1375.00%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（Geruidisi）0.1178.80%4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（DFL）0.0884.60%4% исходный буровой раствор+ 3% супер-амфипатический реагент0.0590.40%образец(150℃старение16 часов)4% исходный буровой раствор4%исходный буровой раствор+3%остальные продукции（PF-lube）Примечание:1——Система буровых растворов Плотность 1.2г/cм3 (без амфипатического реагента); 2——Система буровых растворов Плотность1.2г/cм3+ 3% амфипатический реагент.Таблица 16.
Эффект защиты продуктивного пласта от загрязнения амфипатического реагента лучшее чем остальные продукцииНомерсистемыбуровогораствора12Тип агентазащиты залежиПористостькерна-супер-амфипатическийреагент5.47Первобытнаяпроницаемость/10-3μm210-3мкМ25.475.914.96Проницаемость послезагрязнениябурового раствора /10-3μm210-3мкМ23.914.68Значениевосстановления проницаемости/%Глубиназагрязнения/cм71.470.594.350.4513722остальнаяпродукция Aостальнаяпродукция B5.875.334.4783.860.655.965.284.4584.280.654.3.
Чистый буровой раствор для деполимеризации мембраны газовойскважины в каменноугольно пластеПри добыче газа из угольных и других нетрадиционных пластов, они подвергаются многочисленным разрывам и нарушениям, цементация пластов становится слабой, структура породы ослабевает. Скважины в угольных пластах,как правило, горизонтальные или имеют сложное строение, и когда стенкискважины становятся неустойчивыми, это приводит к повреждениям и понижению давления в скважине, утечке газа, возникновению проблем с очисткойскважины.а)б)Рис.94. а) Эффект предотвращения разбухания глин б) Трехмерная структура сети, образованная защитным агентомВследствие вышесказанного, профессор Цзян Гуанчэн и его команда применили методы супермолекулярной химии, объяснили, как межмолекулярныене ковалентные связи формируют трёхмерную сеть из узло подобных супермолекул, находящихся в составе защитного средства (рис.94 б) и герметичность реагентов для ликвидации поглощений в угольном слое (рис.95).
Протективный агент проходит через проблемные участки, образует защитнуюстенку и защищает угольный пласт. Такой способ более эффективный, чемтехнология CR-650 австралийской буровой фирмы AMC (рис.96 а), б)).138Герметичный реагент для ликвидации поглощений использует уникальныереологические свойства, благодаря которым он из текучей формы переходит вне текучую желеобразную форму и обеспечивает герметичность. Опорное давление на 94,17% выше, чем у других современных закупоривающих материалов.Рис.95. Гель-химреагент для ликвидации поглощений в угольном пластеа)б)Рис.96. а) Сравнение содержания остатков угольного протективного агента иCR-650 б) Сравнение коэффициента убыточности проницаемости угольногопротективного агента и CR-650На основе теории «двойной очистки» поверхности горных пород, созданной в подземном пласте [97], был изобретен фторуглеродный активатор длявспенивания мембраны, в котором полярный конец адсорбируется на поверхности бурового шлама, а неполярный конец может адсорбироваться на пузырьке газа (рис.97 а).
Это уменьшает относительную плотность бурового раствора, приводит к возможности обеспечить более высокий расход буровогораствора, тем самым эффективно обеспечивая чистоту ствола скважины.139В то же время, в целях предотвращения повреждения стенок скважины,уменьшения сопротивления трения и снижению износа, были проведены исследования, в результате которых разработали закупоривающий агент и мембранный стабилизатор. Стабилизаторы угольных пластов могут обеспечитьфизическое и химическое мембранное уплотнение для закупорки дыр и щелейв разных типах угольных пластов (рис.97 б), увеличивая прочность угля и горных пород на 14,1% (рис.98 а) и повышая устойчивость угольного пласта.Рис.97.
а) Механизм действия упрочняющего агента с фторуглеродным типом б) Стабилизаторы угольных пластов склеиваются с углемРис.98. а) Стабилизаторы угольных пластов улучшают прочность угляб) Сравнение смазываемости закупоривающий агент и DFLЗакупоривающий агент обладает гибкостью и может деформироваться,при этом закупоривая микро и нанопоры разных размеров, а также препятствуя прямому трению буровой колонны со стенкой скважины, создавая проскальзывание между ними. Он увеличивает смазываемость и уменьшает противодавление. По сравнению с современной продукцией США (например, c140американской технологией DFL) сопротивление трения и величина крутящегомомента уменьшились на 11,9% и 26,6% соответственно (рис.98 б).Основываясь на вышеупомянутых видах агентов для обработки буровогораствора угольного пласта, а также приняв во внимание условия бурения скважин, была создана новая технология очистки бурового раствора для деполимеризации мембраны каменноугольного пласта, которая в настоящее время занимает более 75% на рынке Китая.
В среднем, инциденты, связанные с утечкойгаза сократились на 90,2%, случаи обвала стенки скважины снизились на92,6%, случаи заклинивание долота сократились до 81,3%. Удалось сократитьболее чем 24,3% затраты на буровой раствор, а средняя производительностьна одну скважину повысилось в 1,6 раз. Важно отметить, что объём добычигаза в Китае в 2015 году составлял 44х108 м3, а в 2017 году возрос до 100,8х108м3.4.4. Высокотемпературный концентрированный буровой раствор на основе неочищенной нефти для сланцевых нефтяных и газовых скважинОдна из главных проблем сланцевого нефтяного и газового бурения «неустойчивость ствола скважины, заклинивание долота и другие». Обычныйбуровой раствор на водной основе не способен удовлетворить высоким требованиям к безопасности ведения буровых работ.
Буровой раствор на нефтянойоснове является лучшим типом раствора для обеспечения устойчивости и эффективного смазывания ствола скважины. Буровой раствор на основе неочищенной нефти является передовым и самым сложным буровым раствором нанефтяной основе, обладает лучшими реологическими свойствами, обеспечивает высокое сопротивление течению, имеет минимальные энергетическиеубытки, обеспечивает наивысшую скорость бурения, гарантирует высокийуровень защиты. Однако технология бурового раствора на нефтяной основе,представленная американской компанией Baroid, имеет термостойкость всеголишь в 180°C и плотность всего 2,0 г/см3, а значит не подходит для некоторыхглубоких и сложных скважин.В целях повышения имеющейся термостойкости и пределов плотностибурового раствора на нефтяной основе, они впервые применили теорию супрамолекулярной химии в данной области.
Был создан реагент, который способензаменить гистозол, однако не повышающий пластическую вязкость буровогораствора ZNTQ-1 (таблица 16), а также создана добавка для снижения фильтрациибуровогораствора,котораяспособствуетукреплению141фильтрационного осадка (таблица 17). Всё это поспособствовало устранениютрудностей использования бурового раствора на основе нефти.Применив конструкцию молекулярной структуры «тип расчёски», былиизобретены эмульгаторы для буровых растворов на нефтяной основе, которыеувеличили стойкость к высоким температурам, новые физико-химическиесредства для контроля уровня влажности, герметичные добавки для борьбы споглощением бурового раствора на основе вязкоупругой смолы. Удалось решить проблему отсутствия герметика для буровых растворов на нефтяной основе.Это породило новую технологию создания высокотемпературного, высокоплотного раствора на нефтяной основе, с плотностью 2,7 г/см3 и температурой стойкостью до 260°С.
По сравнению с международными передовымитехнологиями, плотность и температурная стойкость увеличились на 44,4% и35% соответственно.Внедрение и применение данной технологии показало, что продолжительность бурения скважины в одном и том же блоке уменьшилась в среднемна 51,45% (рис.99), а скорость бурения увеличилась в среднем в 2,3 раза(рис.100). При этом расходы на буровой раствор сократились более чем на48,22%. В Китае затраты на строительство скважины с более сотен миллионовсократились до 45 миллионов юаней. Данная технология также применима кдругим типам нефтяных и газовых скважин, буровым работам в ультра-глубоких и труднодоступных скважинах.Таблица 17. Эффект модификатора реологии ZNTQ-1 бурового раствора нанефтяной основеОтношениемаслок воде90:1085:1580:20AV，PV，YPLSYPdynamicplastic ra-1，%mPa•sмПа.сmPa•sмПа.с，Pa，Patio，ПаПаPa•( mPa•s)Па•(мПа.с)-1021201.02-0.051-/-0.527.5243.580.510.1490.5/0.5022.5211.53-0.073-/-0.530.5255.621.020.2251/1025.5232.560.510.1110.5/0.50.536.5288.692.040.312/2.5ZNTQ-G10’’/G10’，-1Pa/PaПа/Па142Таблица 18.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
