Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Хімреагенти виробництва США, Фінляндії, Німеччини тощо (polypac, polysal, polyplus, rezinex, duoviz, floviz, XP-20, celpol, fin-fix, finpol, tilosa, filter chek тощо).





Хімреагенти виробництва США, Фінляндії, Німеччини тощо (polypac, polysal, polyplus, rezinex, duoviz, floviz, XP-20, celpol, fin-fix, finpol, tilosa, filter chek тощо).

7 POLYPAC R(полі аніонна целюлоза) США. Білий сипучий порошок, розчинний у воді призначений для пониження фільтрації та підвищення реологічних властивостей прісних та соленасичених розчинів. Процентна концентрація для прісних розчинів 0,7-3кг/м3, для соленасичених – 2,5-25 кг/м3. До бурового розчину вводять у вигляді 0,5-1% водного розчину. Термостійкість 150, рН 1% водного розчину 6,5-8.

Переваги: Ефективно понижує фільтрацію, Володіє флокуляцій ними властивостями, Універсальний, не загниває.

Недоліки: Втрачає ефективність при Са+2≥1000мг/л, загущує буровий розчин.

8 POLYPAC UL. –аналог POLYPAC R, але на відміну від POLYPAC R не загущує розчин.

9 НЕС (гідроксиетилцелюлоза США). білий порошок розчинний у воді - знижує фільтрацію ...(1-2) % водний розчин.0,6-6%.термостійкість 120 оС. рН 1% водного розчину 6-8.

Переваги: має велику псевдопластичність

2. особливо ефективний в мінералізованих розчинах

Недоліки:

1. загущує розчин

2. Низька межа темостійкості

10 Тілоза VHRБ77; Б5 (аналог КМЦ, вир-во Німеч-чини). Порошок білого кольору, розчинний у воді Понижує фільтрацію бурових розчинів..1 5-30 кг/м3. У вигляді 5% водного р-ну ..150.-.

1. Ефективний у великому діапазоні рН

2. Універсальний.

. Дорогий

2. При збільшенні концентрації солей кальцію і магнію витрата реагента зростає

11 Тілоза СHR (аналог КМОЕЦ, вир-во Ні-меччини).1.Понижує фільтрацію бурових розчинів,.Порошок білого або жовтуватого кольору, розчинний у воді.1. У вигляді 2% водного р-ну .5,7-17 кг/м3.150.-

Має флокуляційні властивості.

 

Дорогий

1При збільшенні концентрації солей кальцію і магнію витрата реагента зростає

2загущує розчин

12 Тілоза ЕHR(аналог ОЕЦ, вир-во Німеч-чини).1.Понижує фільтрацію мінералізованих розчинів, 2. загущує розчин..1. У вигляді 1-2% водного р-ну .1-10 кг/м3. 100

1. Ефективний в мінералізованих розчинах

2. Стійкий до дії солей кальцію і магнію

3. Має флокуляцій ні властивості.

 

Низька термостійкість

Сильно загущує розчини, особливо

13Тілоза EHH(аналог ПАЦ, вир-во Німеч-чини).1.Понижує фільтрацію малоглинистих розчинів 2. збільшує в’язкість розчину.Порошок біложовтува-того кольору, розчинний у воді.1. У вигляді 1-2% водного р-ну .1-10 кг/м3.150.-.Ефективний при низьких концентраціях у розчині

Частково флокулює тверду фазу.1

. Дорогий

2. При збільшенні концентрації солей кальцію і магнію витрата реагента зростає

14ХостадрилСополімер фініламіду та вінілсульфонату (ПАЦ).1.Понижує фільтрацію

2. збільшує реологічні параметри розчину.Порошок білого кольору, розчинний у воді.1. У вигляді 1-2% водного р-ну .5-25 кг/м3. 200.-.

При пониженні фільтрації не зугущує розчин.

1. Дорогий

2. При збільшенні концентрації солей кальцію і магнію витрата реагента зростає

15 CELPOL (аналог ПАЦ) вир-во Фінляндії.1. регулює реологічні параметри розчину



2. .Понижує фільтрацію.Порошок білого кольору, розчинний у воді.У вигляді 1‑2% водного р-ну.1-15 кг/м3.150-175.-.1. Універсальний

2. велика ефективність.1.Не стійкий до солей кальцію і магнію

2. Дорогий

 

16 FINFIX(аналог КМЦ вир-во Фінляндії) - порошок білого або біло-жовтуватого кольору. Призначений для пониження фільтрації та збільшення реологічних параметрів розчинний у воді. Процентна концентрація 0,5-3,0 %. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 1-2% водного р-ну. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.Універсальний

2. розчинний у воді

Недоліки:

1. висока вартість

17 СМС (CarboxyMethylCellulse - вир-во США) аналог КМЦ, відомі дві модифікації

СМС EHV- високов’язка;

СМС LV - низьковязка.

Порошок біло-кремового кольору, розчинний у воді, призначений для пониження фільтрації. Процентна концентрація 0,07-2,9%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або у вигляді 2-5 % водного р-ну. Термостійкість 140-160оС.

Переваги:

1.Універсальний

2. розчинний у воді

Недоліки:

1. не стійкий до дії полівалентних іонів з концентрації понад 1000 мг/л.

3 THERMA-СHEK співполімервініламіду та вінілсульфонату (аналог ПАЦ) виробництво США – порошок білого або жовтувато-кремового кольору призначений для пониження фільтрації у прісних, мінералізованих та соленасичених розчинах. Процентна концентрація 0,2-1,5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або у вигляді 1-2 % водного р-ну. Термостійкість 150-190оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних і соленасичених розчинів;

2. висока термостійкість;

3. не токсичний;

4. стійкий до дії солей та полівалентних іонів.

Недоліки:

1. дорогий.

2. загущує розчин.

 

THERMA-thin – аналог THERMA-СHEK, не загущує буровий розчин.

Реагенти на основі полісахаридів

1. FLO-TROL - модифікований, гідроксипропільований/три-этоксильований крохмаль - аналог модифікованго крохмалю, виробництво США. Порошок білого або кремового кольору. Призначений для пониження фільтрації високо мінералізованих та соленасичених бурових розчинів. Процентна концентрація 0,5-1,5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 5% водного розчину. Термостійкість 140оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних і соленасичених розчинів;

2. стійкий до дії солей та полівалентних іонів.

Недоліки:

1. дорогий.

2. частково схильний до загнивання.

3. загущує буровий розчин

2. DUAL-FLO -модифікований, гідроксипропільований карбокисметильний крохмаль - аналог КМК, виробництво США. Порошок білого або кремового кольору. Призначений для пониження фільтрації високо мінералізованих та соленасичених бурових розчинів. Процентна концентрація 1,0-2,0%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 5% водного розчину. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних і соленасичених розчинів;

2. стійкий до дії солей та полівалентних іонів.

Недоліки:

4. дорогий.

5. загущує буровий розчин

3 DEXTRID– модифікований бактерицидно стійкий крохмаль - аналог МК, виробництво США. Порошок білого або кремового кольору, розчинний у воді. Призначений для пониження фільтрації високо мінералізованих та соленасичених бурових розчинів, володіє флоулятивними властивостями. Процентна концентрація 0,5-2,0%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 2-5% водного розчину. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних і соленасичених розчинів;

2. стійкий до дії солей та полівалентних іонів і бактерицидної агресії;

3. не загущує розчин;

4. володіє флокулятивними властивостями

Недоліки:

1 дорогий.

 

DEXTRID LTE - аналог DEXTRID

DEXTRID LT - аналог DEXTRID

6 FILTER-CHEK– карбоксиметильований бактерицидно стійкий крохмаль - аналог КМК, виробництво США. Порошок білого або кремового кольору, розчинний у воді. Призначений для пониження фільтрації високо мінералізованих та соленасичених бурових розчинів, володіє флоулятивними властивостями. Процентна концентрація 0,5-1,5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 2-5% водного розчину. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних, соленасичених, гіпсових та вапнистих розчинів;

2. не загущує розчин;

3.стійкий до дії солей та полівалентних іонів і бактерицидної агресії;

4. володіє флокулятивними властивостями.

Недоліки:

1 дорогий.

11 POLYSAL – попередньо оброблений бактерицидом картопляний крохмаль. Аналог модифікованого крохмалю, виробництво США. Порошок білого або кремового кольору, розчинний у воді, призначений для зменшення фільтрації прісних і мінералізованих розчинів. Процентна концентрація 0,5-2,0%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 2-5% водного розчину. Термостійкість 135оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних, соленасичених, гіпсових та вапнистих розчинів;

2. не загущує розчин;

3.стійкий до дії солей та полівалентних іонів і бактерицидної агресії;

Недоліки:

2 дорогий.

 

12. THERMPAС VL*-карбоксиметильний крохмаль, аналог КМК, виробництво США.Порошок білого або кремового кольору, розчинний у воді, призначений для зменшення фільтрації прісних і мінералізованих розчинів. Процентна концентрація 0,07-0,3%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних, соленасичених розчинів;

2. не загущує розчин;

3.стійкий до дії солей та полівалентних іонів і бактерицидної агресії;

Недоліки:

3 дорогий.

 

13. Morrex –гідролізований ферментами кукурудзяний крохмаль, хімічно модифікований в мальтодекстрін. Аналог декстрину, виробництво США. Порошокбілого абокремового кольору, розчинний у воді, призначений для зменшення фільтрації прісних і мінералізованих розчинів. Процентна концентрація 0,1-1,5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту. Термостійкість 140оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних, соленасичених розчинів;

2. не загущує розчин;

3. розчинний у воді;

4.стійкий до дії солей та полівалентних іонів.

Недоліки:

1. дорогий

2. бактерицидно нестійкий.

 

14 N-drill HT plus – карбоксиметильний крохмаль, аналог КМК, виробництво США порошок білого або кремового кольору, розчинний у воді. Призначений для пониження фільтрації прісних та соленасичених бурових розчинів. Процентна концентрація 0,5-3%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 2-5% водного розчину. Термостійкість 150оС.

Переваги:

1.ефефктивно понижує фільтрацію прісних, соленасичених розчинів;

2. розчинний у воді;

3.стійкий до дії солей та полівалентних іонів, бактерицидно стійкий;

4. частково флокулює глинисту фазу.

Недоліки:

1 дорогий

2 не спінює буровий розчин

 

Лігносульфонати

1 BARANEX модифікований лігніновий порошок коричневого кольору, виробництво США, аналог КССБ. Призначений для пониження фільтрації прісних та мінералізованих бурових розчинів з високим вмістом іонів кальцію. Процентна концентрація 2-5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 15-20% водного розчину. Термостійкість 205оС.

Переваги:

1. не потребує застосування лугу для приготування водних розчинів;

2. не загущує розчин;

3. розчинний у воді;

4. стійкий до дії солей та іонів кальцію і магнію.

Недоліки:

1. дорогий

2 не спінює буровий розчин

 

2 LIGNOX – співполімер лігносульфонату кальцію та акрилової кислоти. Виробництво США. Порошок коричневого кольору, розчинний у воді. Призначений для пониження фільтрації прісних і мінералізованих бурових розчинів з високим вмістом іонів кальцію, частково флокулює колоїдну фазу. Процентна концентрація 1-3%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 5-10% водного розчину. Термостійкість 170оС.

Переваги:

1екологічно чистий, не містить хрому;

2розчинний у воді;

3стійкий до дії солей та іонів кальцію і магнію.

Недоліки:

2. дорогий.

3. не спінює буровий розчин

 

 

4 Q-BROXIN феррохромний лігносульфонат, аналог ФХЛС, виробництво США. Порошок темно-коричневого кольору, розчинний у воді. Призначений для пониження умовної в’язкості та часткового пониження фільтрації прісних та соленасичених бурових розчинів. Процентна концентрація 1-5%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 15-20% водного розчин. Термостійкість 175º С.

Переваги:

1Ефективно понижує умовну в’язкість та реологічні властивості;

2розчинний у воді;

3стійкий до дії солей та іонів кальцію і магнію.

4Запобігає термічній деструкції полімерних хімреагентів.

5не спінює буровий розчин

Недоліки:

1 дорогий.

 

6 REZYNEX (виробництво США) – порошок чорного кольору, розчинний у воді, призначений для пониження фільтрації та стабілізації реологічних параметрів всіх типів бурових розчинів на водній основі в умовах високих температур та мінералізації. Процентна концентрація 0,3-1,7%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту або 10% водного розчину. Термостійкість (205°С).

Переваги:

1. стійкий у мінералізованих розчинах;

2. стійкий до дії кальцію та магнію;

3. термостійкий;

4. не загущує буровий розчин;

5. ефективно стабілізує реологічні параметри.

Недоліки:

1. дорогий

 

7 Танатін (модифікований окислений природній лігнін, виробництво США). Порошок чорного кольору, слабо розчинний у воді. Призначений для зменшення в’язкості розчину та понижує фільтрацію. Процентна концентрація 0,3-2,3 %. До бурового розчину вводять у вигляді концентрованого водно-лужного розчину тананін:NaOH=4:1. Термостійкість 150-170ºС. Показник рН 1% водного розчину 4-5.

Переваги:

1) стійкий до дії солей та полівалентних іонів;

2) збільшує термостійкість розчину.

3) ефективний при рН≥9÷11.

Недоліки:

1.при нижчих рН ефективність зменшується.

 

8 Сперсен - (модифікований лігносульфонат) виробництво США. Порошок коричневого кольору, розчинний у воді. Призначений для зменшення умовної в’язкості всіх типів бурових розчинів. Процентна концентрація 0,3-3,4%. До бурового розчину вводять у вигляді водно-лужного сперсен:NaOH=4:1. Термостійкість175ºС. показник рН 1%водного розчину 3÷4.

Переваги:

1. зберігає ефективність при різних забруднювачах.

2. ефективний при рН 9÷11.

Недоліки:

1.при нижчих рН ефективність зменшується

Акрилові полімери

 

1 Finnpol (частково гідралізований ПАА) виробництво Фінляндії - – частково гідролізований поліакриламід. Порошок біло-жовтуватого кольору, розчинний у воді. Застосовують Finnpol як загущувач безглинистих та з низьким вмістом твердої фази бурових розчинів, як флокулянт твердої фази. Реагенти цієї групи разом з хлористим калієм сприяють підвищенню стійкості стінок свердловини. Промисловість випускає такі марки цього реагенту:

Finnpol 35 – ступінь гідролізу 30%, молекулярна маса 5×106, активна речовина – 100%;

Finnpol 215 – ступінь гідролізу 20%, молекулярна маса 15×106, активна речовина – 100%;

Finnpol 320 – ступінь гідролізу 30%, молекулярна маса 20×106, активна речовина – 100%.

Із збільшенням молекулярної маси реагента збільшується його в’язкість, а значить він ефективніше загущує бурові промивальні рідини.

Процентна концентрація – 0,1÷0,3%. До бурового розчину вводять у вигляді товарного продукту; або у вигляді 0,5%-ого водного розчину. Термостійкість 200ºС.

Переваги :

1) ефективний при низьких домішках;

2) розчинний у воді.

Недоліки:

1) дорогий;

2)при збільшенні концентрації солей Са2+ та Mg2+ витрати реагенту збільшуються.

 

2 POLYPLUS – частково гідролізований поліакриламід. Реагент має високу молекулярну масу, яка досягає нерідко декілька мільйонів, зазвичай, на 15¸35% гідролізується з утворенням акрилату. POLYPLUS застосовують, як флокулянт, стабілізатор нестійких порід, регулятор в’язкості. Реагент добре підвищує стійкість стінок свердловини, складених глинистими сланцями, особливо в калієвих системах, за рН 9¸10. При підвищенні рН >10 ефективність реагента зменшується тому, що проходить його частковий гідроліз. Оптимальна домішка реагента, залежно від призначення, коливається в межах (0,7-7,5 кг/м3). Ефективність реагента зменшується в системах, у яких рівень кальцію перевершує 300 мг/л.

POLYAC

Применение: POLYAC натриевый полиакрилат, используется в растворах на водной основе как стабилизатор фильтрации.

POLYAC температурно-стабилен до 4000F(2040C), а также не подвержен биодеградации. POLYAC может использоваться в утяжелённых и неутяжелённых растворах. POLYAC стабилен при поливалентной агрессии до 400 ppm.

Свойства:

Вид: белый порошок

Насыпная плотность(фунты\футы3): 28

4 POLYAC-PLUS представляет собой полиакриламид, устойчивый к воздействию бактерий. Он имеет длинные молекулярные цепочки и обеспечивает надежный контроль фильтрации.

 

5 SP-101 – високомолекулярний полімер акрилонітрилу, який ще називають поліакрілатом натрію. В Україні цей реагент випускається під назвою “гідролізований поліакрилонітрил”. Реагент застосовують для зменшення фільтрації бурових промивальних рідин в глибоких свердловинах з температурою 400°F (204°С). Оптимальна домішка становить до 8 кг/м3. В розчинах з низьким вмістом твердої фази SP-101 при невеликих концентраціях (від 0,03 до 1 кг/м3) виконує роль флокулянта. В бурових промивальних рідинах з великим вмістом твердої фази (обважнених бурових промивальних рідинах) і збільшенням концентрації SP-101 понад 0,5 фунт/ барель (1,42 кг/ м3) призводить до незначного зменшення в’язкості і попереджує загущення розчину. Недолік реагенту – боїться солей кальцію.

6 Cypan, WL-100 – полімери акрилового ряду, мають молекулярну масу від 250000 до 350000. Вони приблизно на 2/3 гідролізовані і нейтралізовані каустичною содою з утворенням акрилату натрію. Ці реагенти застосовують в основному для зменшення фільтрації бурових промивальних рідин.

 

4.17.12. Ксантанова смола (ХС) – біополімер. Реагент отримують в результаті дії бактерій (ксантамонас кампестрис) на вуглеводні в потрібному середовищі. При виробництві полімеру необхідно дотримуватися однорідності речовини. Бактерії з реагенту виділяють з допомогою вакуумної фільтрації. Отриманий реагент має надзвичайно складну структуру з дуже великою молекулярною масою ( ).

Реагент ефективний в лужному середовищі з рН = 7,5¸10,0. Границя термостійкості – 250°F (120°С), оптимальна домішка реагенту коливається в межах від 0,6 до 6 кг/м3. Недоліки ксантанової смоли – неефективний при наявності солей двохвалентних металів, дорогий, а тому застосовується рідко.

4.17.13. ХСД – модифікований біополімер ксантанової смоли. Реагент володіє великою псевдо пластичною в’язкістю, тому при невеликих швидкостях бурової промивальної рідини забезпечує йому високу виносну здатність. Використовують ХСД в основному для підвищення реологічних властивостей хлоркалієвих систем. Оптимальна домішка реагенту 0,3¸1,5 фунт/барель (0,86¸4,3 кг/м3).

4.17.14. Гуарова смола – природній полімер, який складається з коротких бокових ланцюжків, розміщених через однакові інтервали. Молекулярна маса – 220000.

Отримують гуарову смолу з насіння кізельгуру шляхом багаторазового помелу і розсіювання. Реагент добре розчинний у воді. Гуарову смолу, а в основному використовують як загущувачі і рідше, це понижувач фільтрації та флокулянт твердої фази бурових промивальних рідин. Також, гуарова смола володіє бактерицидними і емульгуючими властивостями та підвищує термостійкість бурових систем.

Реагент найбільш ефективний в нейтральному середовищі. Границя термостійкості – 200°F (93°C). Оптимальна домішка 3¸6 кг/м3. Гуарові смоли, хімічно оброблені карбоксилметилом, гідроксилетилом, гідроксилакрилом, мають значно більшу термостійкість і кращі загальні властивості.

BARASCAV™ L - концентрований розчин бісульфіту амонію. Прозора жовта рідина показник рН 1% водного розчину 5. питома вага 1,34. Рідкий поглинач кисню, запобігає кисневій корозії обладнання. Додатково є термостабілізатором полімерів. Вводять безпосередньо у розчин в кількості 0,29-1,43 кг/м3.

Піногасники

DEFOAM

Дефоам А (виробництво США) піногасник біла рідина на спиртовій основі у вигляді товарного продукту   0,1÷0,3кг/м3 ___ __ висока ефективність 1) дорогий; 2) при за-мерзанні втрачає ефективність
Дефоам-ІКС (ви-робництвоСША) Аналог дефоам А, більш ефективний в соленасичених розчинах, при низькій температурі менше 29ºС загущається

Склад розчину.

1 Н2О – решта.

2 ПБ - 40¸50 кг;

3 КОН – 3-5 кг;

4 КМЦ-600 – 5-6 кг;

5 КССБ - 30¸50 кг;

6 КCl – 30¸50 кг;

7 МАС-200 – 2-5 л (5% вуглеводневої суспензії);

8 ПАА - 25¸50 л (0,5%-ного водного розчину);

9 Нафта - 80¸100 л.

Порядок приготування розчину. У попередньо гідратовану глинисту суспензію вводять концентрований водний розчин гідроксиду калію, доводячи рН до 9¸10, після чого додають КМЦ у вигляді 5-10% водного розчину, перемішують протягом 10 хв. до повного розчинення реагента. Після обробки КМЦ розчин дещо гусне, тому вводимо КССБ у вигляді 10-20% водного розчину, повільно перемішуємо протягом 10 хв. вручну, щоб запобігти спінюванню розчину або одночасно з КССБ вводимо піногасник. Після ретельного перемішування в розчин вводять хлористий калій.

При потребі у розчин вводять мастильні домішки та обважнювач.

При введенні хлористого калію розчин загущується. Для відновлення властивостей промивної рідини розчин необхідно ретельно перемішати протягом 10-15 хв.

Після цього вимірюють параметри розчину, які орієнтовно повинні бути такі:

= 1060¸2200 кг/м3; Т = 25¸70с; = 5¸40 дПа;

= 7¸160 дПа; = 4¸8 см3; рН = 9,0¸10,0.

Якщо виміряні параметри розчину відповідають наведеним вище, то приготовлений розчин обробляють 0,5%-ним водним розчином ПАА. Після перемішування розчину повторно виміряють умовну в’язкість, СНЗ1 та роблять висновок про величину флокуляції, яка утворилась під дією ПАА.

Якщо у процесі буріння свердловини статичне напруження зсуву нижче 5 дПа, то після відробки долота необхідно свердловину спочатку промити протягом часу tпр ≥0,5tц, а потім піднімати бурильну колону зі свердловини.

Регулювання параметрів розчину. У процесі буріння свердловини регулярно замірюють параметри розчину ( -через 1 годину; - 1¸2 рази в зміну) і порівнюють їх з величинами, наведеними в ГТН. При необхідності приймають рішення про хімічну обробку розчину. Регулювання параметрів розчину проводять шляхом роздільного або одночасного введення реагентів.

У міру загущення промивної рідини в’язкість та структурно-механічні показники зменшують домішкою НТФ (0,01¸0,03 кг/м3) або технічної води.

При збільшенні фільтрації вище допустимої величини розчин обробляють полімерами із розрахунку: КМЦ – 0,1¸0,2%; метас – 0,08¸0,15%; НР-5 – 0,1¸0,15%. Нерідко регулювання параметрів полімер-глинистих розчинів здійснюють з допомогою комплексного реагенту НР-5 + ПАА + НТФ.

Для покращання мастильних властивостей в розчин вводять від 4 до 10 % нафти разом з емульгатором (0,1¸0,5% від об’єму нафти).

Регулювання вмісту тонкодисперсної фази в розчині проводять з допомогою полімерів-флокулянтів, наприклад ПАА або ДК-Дрілу 1А, 15А, які вводять в розчин у вигляді 0,5%-ного водного розчину.

При зниженні концентрації колоїдної фази нижче допустимої межі (2%) у розчин вводять попередньо гідратовану глинисту суспензію з вмістом бентонітового глинопорошку до 1%.

Переваги розчину:

1 Розчин є ефективним при розкритті горизонтів, схильних до обвалювання та осипання стінок свердловини.

2 Запобігає диспергуванню шламу вибурених глинистих порід та підвищенню вмісту колоїдної фази у розчині.

3 низький вміст твердої фази у розчині сприяє покращанню показників буріння свердловини.

4 при невеликій загальній фільтрації розчин має відносно велику миттєву фільтрацію, яка сприяє збільшенню проходки на долото та механічної швидкості буріння.

Недоліки розчину:

1 Часті домішки ПАА збільшують вартість розчину.

Гіпсокалієвий розчин

 

Роль інгібітора глинистої фази в цьому розчині виконують сполуки калію та кальцію. Гіпсокалієвий розчин на відміну від хлоркалієвого менш схильний до коагуляційного загущення. Інгібуюча дія гіпсокалієвого розчину сильніша, ніж хлоркалієвого, тому що на вибурену породу впливають не тільки коагуляційні процеси, але і катіонообмінні реакції. Він ефективно забезпечує стійкість стінок свердловини.

Область застосування.Гіпсокалієвий розчин використовують для розбурювання слабостійких висококолоїдних глинистих порід, коли хлоркалієвий розчин недостатньо ефективний. Термостійкість розчину залежить від типу реагентів - стабілізаторів, які використовуються для регулювання його параметрів, але не перевищує 160°С.

Склад розчину.Для приготування 1 м3 розчину необхідно:

1 Н2О – решта.

2 ПБ - 60¸70 кг;

3 КОН – 1¸5 кг;

4 вапно - 2¸5 кг;

5 гіпс - 10¸15 кг;

6 КМЦ-600 – 3¸15 кг;

7 ФХЛС - 10¸30 кг;

8 КCl – 10¸30 кг;

9 МАС-200 – 3¸5 (5% вуглеводневої суспензії);

При необхідності вводять хромпік, нафту та обважнювач. Названі реагенти в розчині можуть бути замінені однотипними в еквівалентній кількості. При використанні низькосортних марок вміст бентонітового глинопорошку в гіпсокалієвому розчині збільшують.

Порядок приготування розчину.До попередньо приготовленої глинистої суспензії з умовною в’язкістю 80¸100 с при постійному перемішуванні вводять їдкий калій, доводячи рН до 9¸9,5. Після цього розчин обробляють 10-25% водно-лужним розчином ФХЛС, повільно перемішують, щоб запобігти спінюванню розчину, а якщо цього не вдалось уникнути, то вводять 5-ти процентну вуглеводневу суспензію МАС-200. Після ретельного перемішування до бурового розчину вводять 5% водний розчин КМЦ. Після обробки реагентами стабілізаторами розчин повинен мати умовну в’язкість Т=25¸50 с та СНЗ = 6¸30 дПа; = 12¸60 дПа, і тільки після цього проводять інгібування, вводячи спочатку гіпс, а потім хлористий калій.

Після приготування розчин повинен мати такі параметри:

= 1060¸1200 кг/м3; Т=20¸55с; =6¸36 дПа; = 10¸72 дПа;

= 4¸8 см3; рН=8,5¸9,5.

Вміст іонів кальцію у фільтраті розчину коливається в межах 1000¸1200 мг/л., а калію – (5¸15) г/л.

Регулювання параметрів розчину.Гіпсокалієвий розчин – це багатокомпонентна система, до якої, крім глинистої суспензії, входять інгібітори глинистої фази, понижувачі в’язкості, регулятори рН, понижувачі фільтрації та спеціальні домішки.

Роль інгібітора глинистої фази в цьому розчині виконують хлористий калій та гіпс. Оптимальні домішки їх в гіпсокалієвому розчині дещо менші, ніж відповідно в хлоркалієвому та гіпсовому. Показник рН регулюють з допомогою гідроксиду калію в межах 8,5¸9.5.

Фільтрацію гіпсокалієвого розчину понижують стійкими до солей кальцію реагентами (КМЦ, КССБ і крохмалем), в’язкість - стійкими до сульфату кальцію, наприклад, лігносульфонатами (ФХЛС та окзілом).

Роль спеціальних домішок в цьому розчині виконують нафта, вапно, хромати, МАС-200 та гематит (барит).

Вапно використовується для попередження надмірного загущення розчину при введені інгібіторів. Побічні функції вапна – підвищення рН та підвищення концентрації іонів кальцію в розчині.

Хромати натрію або калію підвищують термостійкість і одночасно понижують реологічні властивості розчину. Ці реагенти вводять в розчин тільки при температурі понад 120°С.

Переваги розчину:

1 Подвійна інгібуюча дія за рахунок наявності у розчині іонів калію та кальцію.

2 Менша схильність до коагуляційного загущення.

3 Висока термостійкість розчину та стійкість до солей кальцію та магнію.

Недоліки розчину:

1 Не рекомендується застосовувати при розкритті продуктивних горизонтів.

Буріння в соленосних гірських породах

 

Хемогенний комплекс рідко складений чистими солями (галіт, гіпс, карналіт, бішофіт тощо), які зазвичай чергуються з глинистими породами та пісковиками. До складу соляного комплексу відносять також надсолеві та підсолеві відклади.

Буріння в солевому комплексі пов’язано з технологічними труднощами, які обумовлені розчинністю, пластичною течією та активним впливом солей, особливо двовалентних, на властивості бурової промивальної рідини.

Ускладнення під час розбурювання хемогенних порід проявляються у вигляді каверн, що утворилися у результаті розчинення та розмивання солей; або звужень ствола, зумовлених їх течією. Вихідною інформацією для прогнозування інтервалів можливих ускладнень, пов’язаних з розбурюванням хемогенних порід, є глибина залягання соленосної товщі, її товщина, мінералогічний склад , пластова температура та геостатичний тиск порід, що залягають вище.

Критерієм оцінки стійкості хемогенних порід є пластова температура. Окрім того, існує поняття критичної температури.

Критичною називають температуру, за якої солі втрачають свою міцність, а стійкість стінок зберігається за рахунок рівноваги геостатичного та гідростатичного тисків.

Таблиця 1 – Критичні температури для деяких хемогенних порід

Назва солі Густина, кг/м3 Критична температура, оС
Галіт 2130-2150
Сильвін
Бішофіт
Кізерит

Каверни внаслідок розчинення або розмивання утворюються за умови, коли пластова температура дорівнює критичній або менша, а напруження, що діють в масиві соленосної товщі, не перевищують статичну міцність солі.

Звуження ствола свердловини внаслідок течії солей виникають за умови, коли пластова температура вища за критичну, а напруження, що діють в масиві соленосної товщі, перевищують статичну міцність солі.

Основною ознакою розкриття солей є різке зростання механічної швидкості буріння та коагуляція бурового розчину.

Розчинність солей для запобігання каверн можна зменшити:

1) застосування нерозчинних дисперсійних середовищ (буові розчини РНО, або інвертні емульсії);

2) зменшення розчинності однієї солі іншою за законом солевої рівноваги;

3) перенасичення бурових розчинів сіллю для запобігання розчинення пластової солі у привибійній зоні за вищих температур.

Розчинність солей для запобігання звуження ствола можна зменшити:

1) дотримуватись рівності швидкостей пластичної течії та розчинення солі, яка досягається зміною типу та густини бурового розчину;

2) використовувати спосіб буріння випереджаючим стволом;

3) збільшити зазор між діаметром долота і обсадною колоною на 0,05 м порівняно із загальноприйнятим.

Для зниження швидкості пластичної течії солей рекомендується здійснювати багаточисельні промивання свердловини охолодженим розчином, який беруть із запасних ємностей, для зниження вибійної температури.

Слід використовувати періодичне прокачування буферних рідин перед початком підйому бурильних труб під час буріння та проробок, що запобігає виникненню ускладнень, пов’язаних із розбурюванням хемогенних порід. Буферну рідину вибирають залежно від бурового розчину:

- для емульсійного розчину, насиченого хлористим натрієм - воду з сульфоналом до 0,5%;

- для хлормагнієвих, хлоркальцієвих – воду насичену хлористим натрієм;

Об'єм буферної рідини не повинен перевищувати 10-20 кубометрів, прокачують за 1 цикл, аб 5-7 кубів за 2-3 цикли.

Прихоплення, які виникають внаслідок пластичної течії солей можна ліквідувати заміною бурового розчину на воду. Для ліквідації проявів ропи необхідно:

1) ПІДНЯТИ КОЛОНУ ТРУБ НА 20-300 М ВИЩЕ ЛІНЗИ З РОПОЮ;

2) Провести розрядку лінзи багаточисельними промиваннями буровими розчинами, які використовують для розбурювання хемогенних порід;

3) Відновити вихідну густину бурового розчину;

При ліквідації значних за тривалістю і товщиною проявів ропи необхідно:

1)або перейти на вапнисто-бітумний розчин, або забурити другий ствол з відхиленням від розкритої лінзи;

У тих випадках, коли свердловина перейшла у аварійний стан, роботи з ліквідації ускладнень проводять за спеціально розробленим планом.

Найбільш поширеним і доступним способом запобігання ускладнень у хемогенних породах є застосування соленасичених розчинів.

Значний вплив на розчинність солей відіграє температура. Тому в процесі циркуляції розчину, при наближенні його до гирла, температура зменшується, що стає причиною рекристалізації солей з мінералізованих розчинів, що можна частково зменшити введеням у циркулюючий розчин тонкодисперсної вибуреної солі, яка практично не відділяється в очисній системі.

Розчинність солей залежить також від солевого складу бурової промивальної рідини. Відповідно до закономірності солевої рівноваги, розчинність пригнічується введенням до насиченого розчину солі з вищою розчинністю. Так, для повного пригнічення розчинності хлористого натрію та калію необхідно ввести 36% хлористого магнію.

Другою умовою збереження стійкості стінок свердловини соляного комплексу є низьке значення фільтрації бурової промивальної рідини. Для стабілізації соленасичених розчинів використовують солестійкі хімреагенти: крохмаль, високов’язкі марки КМЦ, ОЕЦ, поліакрилати та лігносульфати.

Домішки солей часто зменшують розчину до 7 і нижче, що обумовлює зниження активності солестійких реагентів. Витрати реагентів-стабілізаторів зменшуються, якщо рН підтримувати в межах 8,5÷10,0. В соленасичених розчинах, з метою покращання диспергування глини, зв’язування іонів кальцію або магнію, підтримання в заданих межах, вводять підвищені дози каустичної та кальцинованої сод від 1 до 2 %.

Важливим компонентом солестійких розчинів є вміст нафти в межах 8÷12%. Нафта не тільки підвищує мастильні властивості, що дозволяє підвищити ТЕП буріння, але і покращує фільтраційні та реологічні властивості розчину.

Азбестосолегелевий розчин

Характерною особливістю азбестосолегелевого розчину є те, що основним кольматуючим, кірко- та структуроутворюючим компонентом є азбест 6-го сорту (П-6-30; П-6-45;
К-6-20 тощо), який для збільшення дисперсності та покращення сорбційної активності, попередньо оброблений в розчинах “кислих” солей (сульфата алюмінію, алюмоаміачних квасців). Понижувачем фільтрації в цьому розчині виступає карбоксиметилцелюлоза (КМЦ), а регулятором рН – каустична сода ( ). Мінералізацію розчину до повного насичення здійснюють домішкою повареної солі ( ).









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.