Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 [ 36 ] 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

содержащие в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °С).

На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80 - 200, воды 950 - 900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 (или КОН) - 2 - 3, КМЦ 3 - 5, Na2Cr2O7 (или К2СГ2О7) 0,5-1, гипса (или алебастра) 15 - 20, пеногасителя 3 - 5, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04 - 2,2 г/см3, условная вязкость 25 - 40 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, СНС1 = 1260 дПа, СНС10 = = 3090 дПа, рН = 8,59,5.

Хлоркальциевые растворы (ХКР) - ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ин-гибирование, составляет 3 - 5 г/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов.

Термостойкость его ограничена (100 °С).

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССб. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пено-гаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25 - 30 с, СНС1 = 1224 дПа, СНС10 = 3060 дПа, показатель фильтрации 3 - 5 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80 - 200, КССБ 5 - 70, КМЦ (или крахмала) 10 - 20, CaCl2 10 - 20, Са(ОН)2 3 - 5, NaOH 3 - 5, воды 920 - 870, пеногасителя 5-10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 910.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами.

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, воды 935 - 900, УЩР 30 - 50, Na2SiO3 20 - 40, КМЦ (или М-14) 5 - 10, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,05 - 2,0 г/см3, условная вязкость 20 - 40 с, показатель фильтрации 4 - 8 см3/30 мин; СНС1 40 дПа, рН = 8,59,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5 - 9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем-нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (ГКЖ-10, ГКЖ-11).

В состав раствора, кроме ГКЖ, входят вода, глина и полимерный реагент - понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПаАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, поликридамид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 - 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 - 5, ОП-10 10 - 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 - 888, смеси СНАН (мыло-нафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 - 70.

Свойства раствора: плотность 1,06-1,18 г/см3, вязкость 18 - 20 с, показатель фильтрации 3 - 5 см3/30 мин, CHC1 = 618 дПа, CHC10 = 1224 дПа, рН = 89.

Соленасыщенные растворы. Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами - понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор. В состав этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности - утяжелитель. Такой раствор может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят кальцинированную и каустическую соду.

После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимости - утяжелитель.

Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 100-200, NaCl 265-255, нефти 80-100, графита 5-10, NaOH 10-20, Na2CO3 10-40, воды 700-710, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, CHC1 = 1236 дПа, CHC10 = 2472 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН = 78.

Стабилизированный соленасыщенный раствор. Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный

реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соле-насыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100;

140; 220 °С. 3

На приготовление 1 м3 глинистого раствора в зависимости от типа глины необходимо (в кг): глины 80, 100, 200; Na2CO3 10, 20, 10; полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20, 30, 20; лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10, 20, 10; NaOH 10, 20, 10; NaCl 260, 240, 250; нефти 80, 100, 80; воды 730, 680, 690; утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 25-60 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин, CHC1 = 2490 дПа, CHC10 = = 36135 дПа, pH = 7,58,5.

Раствор на основе гидрогеля магния. Раствор состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидрокси-дом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния. Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород - бишофита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5-2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или «молока». Через 1-2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30-40 с, а CHC1 - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент - понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно добавить 5-10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (или MgSO4) 300-280, NaOH 15-20, Mg(OH)2 (или MgO) 50-100, КМЦ 20-25, КССБ-4

30-50, воды 850-800.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, CHC1 = 636 дПа, CHC10 = 1242 дПа, pH = 7,58,5.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяются буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР) - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а