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

На приготовление 1 м3 раствора только на основе хромлигносуль-фонатных реагентов (в пересчете на сухое вещество) необходимо (в кг): глины 80-200, окзила (ФХЛС) 10-20, КССБ-4 40-30, NaOH - 2-5, Na2Cr2O7 (K2Cr2O7) 0,5-1, пеногасителя 3-5, воды 940-900, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,06-2,2 г/см3, условная вязкость 28-40 с, показатель фильтрации 4-10 см3/30 мин, СНС1 = = 645 дПа, СНС10 = 1290 дПа, рН = 910.

На приготовление 1 м3 хромлигносульфонатного раствора, в состав которого входят полимерные реагенты, в пересчете на сухие вещества необходимо (в кг): глины 40-1 00, Na2CO3 3-5, полимерного реагента (КМЦ, М-14, метас и др.) 3-5, окзила 30-50, хроматов 0,5-1, NaOH 3-5 (для приготовления метаса, М-1 4 и нейтрализации окзила), воды 965925, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1 ,03-2,2 г/см3, условная вязкость 25-60 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, СнС1 = = 1860 дПа, СНС10 = 2490 дПа, рН = 89.

В качестве основы для хромлигносульфонатного раствора может быть использована глинистая суспензия, приготовленная из предварительно гидратированной и диспергированной глины, или ранее применявшийся раствор.

В хромлигносульфонатный, как и в лигносульфонатный, можно перевести любой пресноводный раствор. Регулирование показателей хромлигносульфонатного раствора аналогично лигносульфонатному. Показатель фильтрации регулируется добавками полимерного реагента (0,5-1,0 кг реагента на 1 м3 бурового раст- вора).

Лигносульфонатные растворы - буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (иногда в сочетании с УЩР).

Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главная функция лигносульфонатных реагентов - понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С.

При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м3 лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80-200, ССБ 3040, УЩР 10-20, NaOH 5-10, пеногасителя 5-10, воды 940-900, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получение растворов с показателями: плотность 1 ,06-2,2 г/см3; условная вяз-

кость 18-40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин, СНС1 = 645 дПа, СНС10 = 1290 дПа, рН = 810.

Полимерные буровые растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышение механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов - предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид -ПАА), флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы.

Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные недиспергирующие растворы предназначены для бурения в разрезах, сложенных устойчивыми низкоколлоидными глинистыми и карбонатными породами.

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно негид-ролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.

Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40-50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 5-4, воды 810-850, ПАА 25-50 (0,5%-ного раствора), нефти 1 00-80, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Свойства раствора: плотность 1 ,03-2,0 г/см3, условная вязкость 2060 с, показатель фильтрации 5-8 см3/30 мин, СНС1 = = 1260 дПа, СНС10 = 2490 дПа, рН = 89. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора - низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которого не должна превышать 1,5-2 %.

Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975-970 л воды и 25-30 кг ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расчета 1 0-20 л/м3.

При разбуривании высококоллоидных глин регулирование реологических свойств полимерных растворов затруднено. В таких случаях в раствор дополнительно вводят неорганические электролиты.

Полимерные пром1вочные жидкости ППЖ (безглинистые) представляют собой растворы водорастворимых полимеров: гипана, К-4, К-9, полиакриламида (ПАА), карбоксиметилцеллюлозы и др.

Полимерные жидкости обладают вязкостными свойствами, но низкими значениями статического напряжения сдвига и водоотдачи. Они образуют прочные изолирующие пленки на стенках скважины и поверхности бурильных труб, снижающие коэффициент трения.

Полимерные жидкости понижают гидравлические сопротивления при малых зазорах между бурильными трубами и стенками скважины, особенно при бурении комплексами ССК и КССК. Они позволяют применять форсированные режимы при алмазном бурении, сохраняют устойчивость стенок скважин при проходке довольно сложных геологических разрезов.

Технологическая схема приготовления ППЖ включает следующие операции: набухание полимера, его растворение с получением концентрированного раствора в скоростных мешалках, разбавление концентрированного раствора до требуемой рабочей концентрации.

Полиакриламид в воде очень плохо растворяется, поэтому его подвергают гидролизу. Гидролиз осуществляется в скоростных мешалках при энергичном перемешивании с горячим (90-95 °С) раствором каустической соды.

Количество NaOH для гидролиза ПАА вычисляется по формуле: n

где K - отношение сухого натра к количеству полимера в ПАА (K = 0,61,2); С1 - массовая концентрация полимера в растворе, %; Q - общая масса гидролизуемого полимерного раствора, кг; n - коэффициент, зависящий от качества едкого натра в техническом продукте.

Содержание полимера в рабочей промывочной жидкости 0,1-0,5 %.

Полимерные промывочные жидкости по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: они в большой степени повышают устойчивость стенок скважины к воздействию потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект, исключают прихваты бурового снаряда при длительных остановках его вращения, снижают гидродинамическое давление в кольцевом зазоре между поверхностями ствола скважины и бурового снаряда.

Сведения о реагентах, синтетических полимерах, приведены в табл.

7.18.