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

сокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, термостойкие.

Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуляции технической воды через скважину. При использовании ПАА предварительно, за 1 -2 сут до начала бурения, готовят комплексный реагент, в котором ПАА и ГКЖ берутся в соотношении 1:20 [в пересчете на 6%-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА (ГС) - 1:10].

Состав реагента (в кг): ПАА (на сухое вещество) 2-3, кремнийор-ганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40-60, воды 958-937.

Для приготовления реагента в расчетное количество воды добавляют ПАА, содержимое перемешивают в течение 1 -2 ч, затем добавляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до однородного состояния.

При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обрабатывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду добавляют 0,3-0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой раствор стабилизируют КМЦ или КССБ.

Свойства раствора: плотность 1,0-1,24 г/см3, условная вязкость 2530 с, показатель фильтрации 5-8 см3/30 мин, СНС1 = = 12-60 дПа, СНС10 = 27-90 дПа, рН = 8-9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих ингибирование и гидрофобизацию.

При взаимодействии щелочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) образуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные.

Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обрабатывают полимерным реагентом, вводят смесь нафтената алюминия с нефтью.

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

Свойства раствора: плотность 1,06-1,18 г/см3, вязкость 18- 20 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин, СНС1 = 6-18 дПа, СНС10 =

1 2-24 дПа, рН = 8-9.

Соленасыщенные растворы применяют для устранения каверно-образования при разбуривании соленосных толщ.

В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соле-носных пород бурение осуществляют с применением рассола, глини-

стого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизателями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный глинистый соленасыщенный раствор включает в себя глину, воду и соль. Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости создания высокой плотности - утяжелитель.

Такой раствор используют для разбуривания солей без пропластков терригенных отложений, он может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино-порошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), 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 1 00-200, NaCl 265-255, нефти 80-100, графита 5-10, NaOH 10-20, Na2CO3 1040, воды 700-71 0, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства: плотность 1,2-2,0 г/см3, условная вязкость 20-40 с, СНС1 = 12+36 дПа, СНС10 = 24+72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН = 7+8.

Стабилизированный соленасыщенный раствор кроме глины, воды, соли и нефтепродуктов содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Такой раствор предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, поли-акрилаты) и может составлять 100-220 °С.

Раствор готовят на основе гидратированного в пресной воде глино-порошка (бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюда). В приготовленную глинистую суспензию добавляют 1 0-20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент-стабилизатор, лигносульфонатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м3 глинистого раствора необходимо (в кг): глины 80-1 00-200, Na2CO3 1 0-20-1 0, 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 ,2-2,0 г/см3, условная вязкость 2560 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин и более, СНС1 = = 24+90 дПа, СНС10 = 36+135 дПа, рН = 7,5+8,5.

Раствор на основе гидрогеля магния состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния и гидроксид натрия. При взаимодействии солей магния с гидроксидом натрия образуется гидрогель магния Mg(OH)2, который постепенно переходит в более устойчивое соединение - пятиокисный оксихлорид магния -5MgOMg(OH)213H2O.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Он препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород - бишо-фита, 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 СНС1 - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

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

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (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 ,2-2,0 г/см3, условная вязкость 2040 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, СНС1 = 6-36 дПа, СНС10 = 12-42 дПа, рН = 7,5-8,5.

Эмульсионные растворы бывают I типа (растворы на водной основе или типа "масло в воде"), представителями которых являются эмульсионные безглинистые и эмльсионно-глинистые растворы (ЭГР), а также II типа (растворы на углеводородной основе - РУО или типа "вода в масле"), представителями которых являются безводные РУО (в составе до 5 % воды) и обращенные (инвертные) эмульсионные растворы (в составе до 30-60 % воды).

Эмульсионные безглинистые или водно-эмульсионные растворы представляют собой водомасляные эмульсии - коллоидные композиции, состоящие из двух (или нескольких) несмешивающихся в обычных условиях между собой жидкостей, одна из которых раздроблена до капель (дисперсная фаза) и равномерно распределена в объеме другой непрерывной части системы (дисперсионной среде).

Обязательный компонент таких систем - масляная фаза, тонкодис-пергированная в непрерывной водной среде. Масляная фаза представляет собой антифрикционную добавку к водной среде для улучшения