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

Тип бурового раствора

Кальциевые

Известковые с высоким рН

Известковые с низким

Хлоркальциевый

Алюмокалиевый

Силикатные

Гидрофобизирующие

Соленасыщенные растворы

Необработанный глинистый соленасыщен-ный

Стабилизированный соленасыщенный

На основе гидрогеля магния

В глинистых отложениях и аргиллитах для предотвращения перехода выбуренной глины в натриевую форму

Разбуривание высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов

Разбуривание глинистых отложений (температурный предел 160 °С)

Разбуривание неустойчив1х аргиллитоподобных отложений

Разбуривание увлажненных отложений при температуре 90 °С

Для повышения устойчивости ствола скважины при разбу-ривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов)

Для предотвращения увлажнения, набухания и диспергирования глинистых пород, сохранения свойств растворов стабильными в течение длительного времени

Рб.р = 13002200; Т500=70100; Ф30 = 28; СНС1 = 9; СНС10 = 15; рН = 8,59

Рбр = 10802200; Т500 = 1830; Ф30 = 48; СНС1 = 0,62,4; СНС10=0,93,6; рН = 1112,5; ТС = 100120

рбр = 10402200; Т500 = 2540; Ф30 = 48; СНС1 = 1,26; СНС10 = 39; рН = 8,59,5

Рб.р = 10802000; Т500 = 2540; Ф30 = 48; СНС1 = 1,26,0; СНС10 = 3,61,2; рН = 99,5;

ТС = 100

рбр = 1080+2000; Т500 = 25+40; Ф30 = 4+6; СНС1 = 1,2+6,0; рН = 9+9,5; ТС = 100

Рб.р = 1050+2000; Т500 = 20+40; Ф30 = 4+8; СНС1 = 0,5+4,5; СНС10=2,7+13,5; рН = 8,5+9,5

Рб.р = 1000+1240; Т500 = 25+30; Ф30 = 5+8; СНС1 = 1,2+6; СНС10 = 2,4+9; рН = 8+9

При разбуривании соленос-ных отложений во избежание кавернообразований без тер-ригенных отложений, а также при высокой забойной температуре (до 160 °С) Бурение в солях с пропласт-ками глинистых отложений при температуре 100-220 °С

Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород - би-шофита, карналлита

Рб.р = 1200+2000; Т500 = 20+40; Ф30 - не регламентируется; СНС1 = 1,2+3,6; СНС10 = 2,4+7,2; рН = 7,8+8

Рбр = 1200+2000; Т500 = 25+60; Ф30 = 3+5; СНС1 = 24+90; СНС1 34+135; рН = 7,5+8,5

Рб.р = 1200+2000; Т500 = 25+60; Ф30 = 5+5; СНС1 = 24+90; СНС10 = 34+135; рН = 7,5+8,5

Тип бурового раствора

Тяжелые жидкости (NaCl, CaCl2, CaBr2)

При вскрытии продуктивных горизонтов; закачивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое; предотвращение кольматации продуктивного пласта

Разбуривание легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами

Для вскрытия и освоения продуктивных пластов

При бурении скважин с забойными температурами Тз < 70 °С

Для бурения скважин с забойной температурой до 200

°С

Для предотвращения перехода выбуренной породы в эмульсию в условиях высокой температуры (до 200 °С) и солевой агрессии

Устойчивые породы, в которых отсутствует вода и нефть

При поступлении в скважину воды, нефти или газа свыше допустимых объемов (в случае использования воздуха или газа)

В твердых породах (известняки, доломиты), многолетне-мерзлых породах; в пористых поглощающих горизонтах; при вскрытии продуктивных пластов; освоение и капитальный ремонт скважин

Рб.р = 1400+1820; Ф30 = 9+15

Растворы на нефтяной основе (РНО)

Безводный известково-битумный (ИБР)

Эмульсионный (ЭИБР)

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный (ВИЭР)

Термостойкий интерт-но-эмульсионный

(ТИЭР)

Термостойкая инверт-ная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора ЭК-1

Газообразные агенты

Сжатый воздух, природный газ, выхлопные

газы ДВС

Туман (аэрозоль, состоящая из газовой среды)

Пены

Рбр=980+1020; Т500 = 180+100; Ф30 = 0; СНС1 = 0,3+0,5; СНС10 = 0,4+2,0; ТС = 200+220

Рб.р = 1130+1140; Т500 = 90+100; Ф30 = 0+0,5; СНС1 = 0,2+0,3; СНС10 = 0,3+0,5

СНС1 = 1 ,8+8,5;

СНС10 = 2,4+11

Рб.р = 1030+2100; Т500 = 150+200; Ф30 = 3+6; СНС1 = 0,3+2,4;

СНС10 = 1 ,2+4,8

Примечание. Значения Рб.р - в кг/м3; - в с; СНС - в Па; Ф30 - в см3/30 мин; ТС (температурная стабильность) - в °С.

новном применяются анионактивные ПАВ. Их оптимальная концентрация - от 0,1 до 0,5 %.

При алмазном бурении широко используют эмульсионные жидкости, обладающие смазочными свойствами. В состав этих жидкостей входят такие ПАВ, как ОП-7, ОП-1 0, кубовые остатки жирных кислот: госси-половая смола, кожевенная эмульгирующая паста, синтетические жирные кислоты. ПАВ применяют для приготовления эмульсолов: СТП-1 0, ленол 1 0, ленол 26П, морозол и др.

Краткая характеристика наиболее часто используемых буровых растворов приведена в табл. 7.2, а характеристика ПАВ - в табл. 7.3.

7.4. РАСЧЕТЫ ПРИ ПРИГОТОВЛЕНИИ И РЕГУЛИРОВАНИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ1

Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выход раствора (в м3):

р (Рб.р -Рв )Рг

(7.1)

где тг - масса глины, тг = 1000 кг; Рг - плотность глины, Рг 2300+2600 кг/м3; Рв - плотность воды, Рв = 1000 кг/м3; Рбр - плотность бурового раствора, кг/м3.

Глинопорошки для бурения должны отвечать показателям, приведенным в табл. 7.4.

Применительно к комовым глинам основной показатель, по которому оценивают качество глиноматериала, - это коллоидность, характеризующая количество глины, необходимое для приготовле-

По Р. А. Ганджумяну.