Свойства расклинивающих агентов
1) Размеры и однородность
- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.
- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.
- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.
- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10 - 20.
- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике
Американского Нефтяного Института (API RP 56).
2) Прочность
При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.
3) Термохимическая стабильность
Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.
4) Стоимость
Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.
|
|
Испытание на проницаемость.
При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности -явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.
Долговременная проницаемость.
Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при
Типы проппантов.
Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.
Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.
1) Керамические проппанты
Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.
|
|
Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.
2) Керамики промежуточной плотности
Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.
3) Керамики низкой плотности
Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3, 45% SiO2, 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72, то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.
|
|
6-вопрос:
Механизм процесса. ПАВ способствуют увеличению коэффициента вытеснения. ПАВ обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти.Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алифатические амины, производные имидазолинов; неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы.Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают достаточно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород. Коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 %. Технология закачки водного раствора ПАВ:-долговременное дозирование, концентрация 0,05% закачка специальными насосами- разовая закачка концентрированных ПАВ 5-10% 1-закач вода 2-оторочка полимера 3- оторочка ПАВ 4- движение нефти
Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 25 мПа*с), температуре более 70 градусов так как разрушается ПАВ, при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах. Также надо учитывать что Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. ПРИМЕНЯЛИ николо-березовская площадь арланского месторождения.
Механизм действия:
1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте.
Рис - Ориентирование адсорбированных
из водного раствора молекул ПАВ
2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.
3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды.
4. Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению ПАВ в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
7-вопрос: БАКТЕРИЦИДЫ (от слова бактерии и лат. caedo - убиваю), в-ва, убивающие бактерии. Известны также в-ва бактериостатич. действия, к-рые не убивают бактерии, а препятствуют их развитию. Многие бактерициды активны против др. микроорганизмов - грибов, водорослей, вирусов и т.п.; в свою очередь фунгициды, напр., часто обладают бактерицидным действием. Бактерициды применяют как дезинфекц. ср-ва, для обеззараживания воды, как антисептики, химиотерапевтич. и дерматологич. ср-ва, для защиты материалов и изделий от биоразрушения, борьбы с бактериозами растений и разложением удобрений почвенными бактериями. В кач-ве бактерицидов используют следующие группы хим. соединений. 1. В-ва, в молекулах к-рых содержится активный атом С1 - гипохлориты, хлорная известь, СЮ2, С12, дихлоризоцианурат Na, трихлоризоциануровая к-та, N-хлорсукцинимид, хлорамины, три- и пентахлормеламины и др. Эти бактерициды малоизбирательны и применяются гл. обр. для обработки воды и дезинфекции. 2. Иод, йодоформ (применяемые как антисептикиХ а также иодофоры - комплексы иода, чаще всего с неионными ПАВ. 3. Ароматич. гидроксисоединения-фенол, крезолы, хлорфенолы, бензил- и фенилфенолы, галогенсодержащие 2,2'-дигидроксидифенилметаны (ди-, тетра- и гексахлорофены) и анилиды салициловой к-ты. Применяются как дезинфекционные и антисептич. ср-ва; обладают высокой фунгицидной активностью. 4. Спирты - этанол, изопропанол, бензиловый и дихлорбензиловый спирты, 2-феноксиэтанол и др. Применяются гл. oбp. как р-рители и добавки для стабилизации фармацевтич. и косметич. препаратов. 5. Окислители - Н2О2, СН3СОООН, КМnО4, О3. 6. Альдегиды - глутаровый, формальдегид, а также соед., его образующие (тригидроксиметилнитрометан, N-метилоламиды, гексаметиленимин, 1,3,5-триалкил- и 1,3,5-три-(гидроксиэтил)гексагидро-сим-триазины и др.). 7. Соли и комплексные соед. Ag; соли Hg и ртутьорг. соед. (фенилмеркурборат, этилмеркуртиосалицилат Na и др.). 8. Четвертичные соли -С12-С14-алкилдиметиламмоний-хлориды и ди(С8-С10-алкил)диметиламмонийхлориды. 9. С8-С10-Алкиламины, гуанидины и бигуаниды, нек-рые карбоксипроизводные 1,3-пропилендиамина и диэтилен-триамина. К бактерицидам, применяемым в кач-ве химиотерапевтич. ср-в, относятся антибиотики, сульфаниламидные препараты, амиды и тиоамиды пиридин- и пиразинкарбоновых к-т, производные 5-нитрофурана и оксихинолина, налидиксовая и оксолиниевая к-ты и др. (см. Противомикробные средства). Эти в-ва отличаются наиб. специфичностью и малой токсичностью. Действие большинства бактерицидов зависит от т-ры и рН среды. Активность их в присут. белков обычно снижается, в присут. ПАВ изменяется по-разному, напр. анионные ПАВ усиливают действие спиртов и фенолов, не влияют на хлорамины и ослабляют действие четвертичных солей.
Полиме́ры (от греч. πολύ «много» + μέρος «часть») — вещества, состоящие из «мономерных звеньев», соединённых в длинные макромолекулыхимическими или координационными связями. Полимерами могут быть неорганические и органические, аморфные и кристаллические вещества. Полимер — это высокомолекулярное соединение: количество мономерных звеньев в полимере (степень полимеризации) должно быть достаточно велико (в ином случае соединение будет называться олигомером). Во многих случаях количество звеньев может считаться достаточным, чтобы отнести молекулу к полимерам, если при добавлении очередного мономерного звена молекулярные свойства не изменяются[1]. Как правило, полимеры — вещества с молекулярной массойот нескольких тысяч до нескольких миллионов[2]. Если связь между макромолекулами осуществляется с помощью слабых сил Ван-Дер-Ваальса, они называются термопласты, если с помощью химических связей — реактопласты. К линейным полимерам относится, например, целлюлоза, к разветвлённым, например, амилопектин, есть полимеры со сложными пространственными трёхмерными структурами. В строении полимера можно выделить мономерное звено — повторяющийся структурный фрагмент, включающий несколько атомов. Полимеры состоят из большого числа повторяющихся группировок (звеньев) одинакового строения, например поливинилхлорид (− CH 2− CHCl −)n, каучук натуральный и др. Высокомолекулярные соединения, молекулы которых содержат несколько типов повторяющихся группировок, называют сополимерами или гетерополимерами. Полимер образуется из мономеров в результате реакций полимеризации или поликонденсации. К полимерам относятся многочисленные природные соединения: белки, нуклеиновые кислоты, полисахариды, каучук и другие органические вещества. В большинстве случаев понятие относят к органическим соединениям, однако существует и множество неорганических полимеров. Большое число полимеров получают синтетическим путём на основе простейших соединений элементов природного происхождения путём реакций полимеризации, поликонденсации и химических преобразований. Названия полимеров образуются из названия мономера с приставкой поли-: поли этилен, поли пропилен, поли винилацетат и т. п.
Деэмульгаторы в нефтяной промышленности
На современном этапе развития человечества преуменьшить роль нефти и нефтепродуктов невозможно. Огромное число предметов, окружающих нас в повседневной жизни, являются продуктами добычи и переработки нефти. А реальной альтернативы топливу, получаемому из нефти в промышленном масштабе, как энергоносителя, на сегодняшний момент просто нет. Причины образования эмульсий в нефти.
Процесс подготовки нефти является одним из важнейших в технологической цепочке «добыча - транспортировка - переработка». От этого процесса максимально зависит качество нефти при добыче, ее себестоимость и, в конечном итоге, качество нефтепродуктов. В реальных условиях при эксплуатации нефтепромыслового оборудования зачастую образуются высоко устойчивые эмульсии, например «вода в нефти». Устойчивость полученных эмульсий может быть совершенно различной: от нескольких секунд до нескольких лет. Такая разная агрегативная устойчивость определяется: различными термодинамическими процессами в нефти, образования двойного электрического слоя, свойствами эмульгированной воды, плотностью и вязкостью нефти и рядом других условий. К природным стабилизаторам нефтяных эмульсий относятся естественные «поверхностно активные вещества» (парафины, смолы, нафтены и другие). А также свою роль вносят мельчайшие взвешенные частицы кварца, глины, соли. Устойчивые нефтяные эмульсии значительно усложняют работу оборудования (падает эффективность работы насосных установок, увеличение давления жидкости значительно поднимает нагрузку на электродвигатели и трубопроводы, оборудование подвергается значительному коррозийному износу). Данная проблема решается путем применения специальных химических реагентов - деэмульгаторов. Деэмульгаторы и их особенности.
Деэмульгаторы – специализированные реагенты, необходимые для устойчивого разрушения эмульсий, сформированные водой и нефтью. Роль деэмульгатора в обессоливании и обезвоживании нефти заключается в проникновении в поверхностный слой частиц эмульсии и замещении или вытеснении присутствующих там естественных стабилизаторов: асфальтена и других природных «поверхностно активных веществ». Таким образом, деэмульгаторы изменяют поверхностное натяжение, и микроэмульсия подвергается разрушению. Данный процесс расслаивания связей нефти и воды и последующего разрушения называется деэмульсации. Улучшение показателей товарной нефти, соответствие количества солей и воды техническим нормам позволяет обеспечить получение нефти первой группы, доля воды 0.5% и доля солей 100 мг/дм.куб. Для второй и третьей группы соответственно - воды 0,5% и 1.3%, а соли 300 мг/дм.куб и 900 мг/дм.куб. Для решения специализированных задач нефтепереработки применяются деэмульгаторы с особыми свойствами. Такие деэмульгаторы решают отдельные специфические задачи: обессоливание, очистка пластовой воды (воды, находящейся в пластах горных пород и обычно являющейся напорной), непосредственное разрушение эмульсий, обработка нефти при низких температурах и т.д. Выделяются следующие виды деэмульгаторов: дропперы и клинеры. Дропперы позволяют максимально быстро и эффективно сбросить воду в минимальное время. Выбор дропперов обоснован интенсификацией добычи нефти. Клинеры – обеспечивают высокую стабильность подготовки нефти при постоянном объеме обрабатываемой нефти. Эффективный расход деэмульгатора (т.е. его количество в г/т), необходимое для продуктивного обезвоживания и обессоливания нефти, важнейший показатель, определяемый свойствами самой нефти и деэмульгатора. Влияние нефтяных эмульсий на продукт нефтепереработки. Важнейшим продуктом переработки нефти являются различные виды топлива: бензин, дизельное топливо и другие. Соответственно, качество топлива напрямую зависит от подготовки нефти и самого процесса переработки. Наличие воды и соли в топливе крайне недопустимо. Определенное количество воды практически всегда находится в топливе. Вот эта вода и является растворителем и переносчиком соли к различным частям и узлам двигателя. Соли выделяются в основном на горячей аппаратуре, соответственно при испарении воды. В дизелях, например, скорость подачи топлива достигает 140-160м./с. при давлении 30-160МПа через форсунки диаметром всего 0.12-0.16 мм., и даже минимальное присутствие механических примесей вызывает абразивное изнашивание плунжерной пары форсунок. Наличие солей и воды в топливе значительно ускоряет процесс коррозии деталей (особенно в местах с повышенным температурным режимом), забивает фильтры тонкой очистки, выводит из строя топливную аппаратуру. Особенно зимой это приводит к их загрязнению и прекращению подачи топлива. Мазут, в котором в большей степени остаются соли из сырой нефти, обладает агрессивными коррозийными свойствами, что крайне негативно сказывается особенно на турбинных двигателях. Избежать негативных последствий такого рода как раз и возможно с помощью деэмульгаторов.
Ингибитор АСПО (Асфальтосмолопарафиновых отложений; англ. inhibitor of heavy oil deposites, inhibitor of asphaltene sediments) — химический реагент, предотвращающий образование и отложение твердых компонентов нефти (АСПО) на поверхностях технологического оборудования. Классификация по механизму действия. Депрессоры: Модификаторы:Диспергаторы; Реагенты смачивающего действия. Состав и механизм; Депрессоры - реагенты преимущественно депрессорного действия, представляющие собой неионогенные поверхностно-активные вещества (эфиры СЖК и др.). В процессе образования АСПО они сокристаллизуются с зародышами кристаллов парафино-нафтеновых углеводородов [2] не позволяя смолисто-асфальтеновым веществам их связывать и притягивать к металлической поверхности технологического оборудования. Модификаторы - реагенты преимущественно модифицирующего действия, представляющие собой ионогенные ПАВ (сульфокислоты, амины, эфиры СЖК с амидными либо сульфо- группами). Эти реагенты действуют на молекулярном уровне, связывая наночастицы асфальтенов и препятствуя их дальнейшей агрегации воздействию на содержащиеся в нефти высокоплавкие парафино-нафтеновые углеводороды. Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению АСПО на стенках технологического оборудования. Реагенты смачивающего действия - образуют на поверхности металла гидрофильную плёнку, препятствующую адгезии АСПО к поверхности технологического оборудования, что создаёт условия для выноса их потоком жидкости.
Примечание В производственной практике применяются промышленные реагенты комплексного действия т. е. депрессорно-модифицирующего[3], депрессорно-диспергирующего, а товарная форма ингибиторов АСПО чаще сочетает в себе сам ингибитор т. е. активную его часть, в растворе вещества, являющегося отмывающим агентом для АСПО. Этим часто обусловлен высокий расход и низкая стоимость ингибитора. Разработка ингибиторов АСПО, также как и остальных нефтепромысловых реагентов может по-старинке вестись методами эмпирического перебора компонентов для получения реагентов с максимальной эффективностью, либо более перспективными методами косвенного исследования синергетического эффекта в составах реагентов
8-вопрос: Промывка скважин при существующих в настоящее время способах бурения является технологически необходимой, что и определяет назначение буровых промывочных жидкостей (БПЖ) как средств очистки забоя и ствола скважин от шлама и выноса его на дневную поверхность. При современной конструкции скважин на поверхность выносится в среднем 80 – 150 тонн шлама на 1000 м протяженности ствола. Необходимым условием эффективного выноса шлама из скважины является наличие циркуляции промывочной жидкости по стволу с такой минимальной скоростью потока в кольцевом пространстве, чтобы предупредить, с одной стороны, излишнее накопление шлама в среде промывочного раствора, с другой – не допустить гидроразрыва какого-либо пласта и поглощения промывочной жидкости. Кроме основного предназначения, БПЖ выполняют целый ряд целевых функций в связи со спецификой буровой технологии, активным взаимодействием их с глубинным и поверхностным оборудованием циркуляционных систем, с различными по литологии горными породами, с различными по составу и свойствам пластовыми флюидами. Все функции БПЖ можно разделить на три группы:
– гидростатические функции: 1) создание противодавления на стенки ствола; 2) оказание противодавления на пластовые флюиды; 3) удержание дисперсной фазы и шлама во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции; 4) облегчение веса колонн при спускоподъемных операциях;
– гидродинамические функции: 1) очистка забоя; 2) очистка ствола и вынос шлама на дневную поверхность; 3) управление гидравлической связью системы «скважина – пласт»; 4) охлаждение породоразрушающих инструментов и трущихся поверхностей; 5) передача энергии гидравлическому забойному двигателю (ГЗД) и долоту; 6) кольматация стенок ствола 7) улучшение буримости горных пород за счет гидромониторного эффекта;
– физико-химические функции: 1) предупреждение набухания глин и глиносодержащих пород; 2) профилактика снижения естественной проницаемости (загрязнения) продуктивных пластов; 3) предупреждение затяжек и прихватов колонн в скважинах; 4) смазка поверхностей трения 5) защита бурового оборудования и инструмента от коррозии; 6) снижение абразивности разбуриваемых горных пород; 7) улучшение буримости горных пород (эффект Ребиндера, повышение износостойкости элементов вооружения долот и др.); 8) предупреждение растворения водорастворимых солей, содержащихся в разрезах скважин; 9) предупреждение растворения и растепления цемента в многолетнемерзлых породах. Перечисленные функции БПЖ неравнозначны, необходимость и полнота реализации большинства из них связана с конкретными целями и условиями бурения скважин, в частности, с характеристикой продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, с видом и характером осложнений, пластовыми температурами и давлениями и др. Такие функции, как гидростатические, очистка забоя и ствола скважин от шлама, улучшение буримости горных пород, профилактика загрязнения продуктивных пластов, важны при строительстве практически любой нефтегазовой скважины. При бурении скважин в сложных геолого-физических условиях очень важными являются функции БПЖ, направленные на профилактику осложнений. При использовании БПЖ для временной (при кустовом бурении) или длительной консервации скважин, наряду с функцией удержания твердой фазы во взвешенном состоянии, очень важной становится функция защиты обсадных колонн от коррозии и т.д Классификация и требования к буровым промывочным жидкостям Классификация буровых промывочных жидкостей призвана систематизировать, сгруппировать их по определенным признакам, позволяющим оценить область применения и выбрать тип жидкости по интервалам бурения на стадии разработки проекта для строительства скважины. Классификация промывочных жидкостей облегчает их изучение. Группируют БПЖ по следующим классифицирующим признакам: а) по характерным особенностям дисперсионной среды: 1) по полярности – на водной основе (полярная среда), на углеводородной основе (неполярная, гидрофобная среда); 2) по составу минерализации – хлорнатриевые, хлоркальциевые и др.; 3) по степени минерализации – пресные, слабо-, средне- и высокоминерализованные 4) по щелочности – сильнокислые (pH менее 5), слабокислые (pH от 5,1 до 7), слабощелочные (pH от 7,1 до 8,4), щелочные (pH от 8,5 до 11), высокощелочные (pH более 11,1); б) по характерным особенностям дисперсной фазы: 1) по составу и содержанию активной и неактивной твердой фазы – глинистые, малоглинистые, коллоидные, аргиллитовые, карбонатные и др.; 2) по фазовому состоянию дисперсной фазы – содержащие твердую фазу (глину, мел и др.), полимергелевые, гидрогелевые; в) по виду химобработки: 1) гуматные; 2) лигносульфонатные; 3) полисахаридные; 4) полигликолевые; 5) биополимерные и др.; г) по способу приготовления: 1) наработанные в процессе бурения; 2) полученные с помощью специальных технических средств; д) по назначению: 1) для бурения под кондуктор; 2) для разбуривания основного ствола; 3) для вскрытия продуктивных пластов; 4) для консервации скважин; 5) для борьбы с осыпями и обвалами и др. В целом в буровой практике БПЖ подразделяются, в основном, по первому признаку на три класса: 1) растворы на водной основе; 2) растворы на углеводородной основе; 3) газы, газосодержащие, пенные системы. Существуют различные подразделения классов на группы и подгруппы, при этом в основу их формирования заложены вышеперечисленные классификационные признаки. Примером может служить классификация БПЖ, представленная в таблице 1. Как видно из таблицы 1, в буровой технологии наиболее широко представлены промывочные жидкости на водной основе, что обусловлено их лучшим соответствием требованиям, предъявляемым к БПЖ. В частности, они достаточно приемлемо соответствуют требованиям охраны труда, экологической безопасности и технологии бурения глубоких нефтегазовых скважин в целом.
Таблица 1 – Классификация буровых промывочных жидкостей
| Класс | Группа | Подгруппа |
| 1. БПЖ на водной основе | 1.1. Глинистые растворы (ГР) | 1.1.1. ГР пресные (содержание NaCl < 1%) 1.1.2. ГР слабоминерализованные (NaCl 1–3%) 1.1.3. ГР среднеминерализованные (NaCl 3–3%) 1.1.4. ГР высокоминерализованные (NaCl > 10%, до насыщения) 1.1.5. ГР эмульсионные – гидрофильные эмульсионные растворы 1.1.6. ГР ингибированные (ГРИ) солями калия – калиевые ГР 1.1.7. ГРИ известью – известковые ГР 1.1.8. ГРИ гипсом – гипсовые ГР 1.1.9. ГРИ хлористым кальцием – высококальциевые ГР 1.1.10. ГРИ соединениями алюминия 1.1.11. ГРИ соединениями хрома 1.1.12. ГРИ соединениями кремния – силикатные ГР 1.1.13. ГР, ингибированные смесями солей одно- и поливалентных металлов – гипсо-калиевые, известково-калиевые, алюмо-калиевые и др. 1.1.14. Малоглинистые растворы 1.1.15. Карбонатно-глинистые растворы 1.1.16. ГР гидрофобизированные 1.1.17. ГР биополимерные |
| 1.2. Естественные водные суспензии (ЕВС) | 1.2.1. Глинистая ЕВС 1.2.2. Аргиллитовая ЕВС 1.2.3. Карбонатная ЕВС | |
| 1.3. Безглинистые растворы | 1.3.1. Вода различной степени минерализации 1.3.2. Гели водорастворимых полимеров 1.3.3. Полимерсолевые растворы (БПЖ на сшитых полимерах) 1.3.4. Биополимерные растворы 1.3.5. Микропузырьковые жидкости 1.3.6. Перенасыщенные солями жидкости повышенной плотности 1.3.7. Гидрогели | |
| 2. Растворы на углеводо- родной основе (РУО) | 2.1. Безводные РУО | 2.1.1. Известково-битумный раствор (ИБР) 2.1.2. РУО на основе высокоокисленного битума и синтетических жирных кислот 2.1.3. РУО на основе загущенной нефти |
| 2.2. Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР) | 2.2.1. Инвертно-эмульсионный раствор на основе ИБР (ИЭБР) 2.2.2. Высококонцентрированный инвертно-эмульсионный раствор (ВИЭР) 2.2.3. Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) 2.2.4. Гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР) на основе ИКБ-2 2.2.5. Буровой инвертно-эмульсионный раствор на основе эмультала 2.2.6. ИЭР на основе СЭТ-1 2.2.7. ИЭР на основе биоразлагаемых углеводородов | |
| 3. Газы и газо- содержащие жидкости | 3.1. Газообразные агенты | 3.1.1. Продувка воздухом 3.1.2. Продувка азотом 3.1.3. Продувка природным газом 3.1.4. Продувка отработанными газами ДВС |
| 3.2. Аэрированные промывочные жидкости (АПЖ) | 3.2.1. АПЖ на основе химической аэрации 3.2.1. АПЖ на основе компрессорной аэрации | |
| 3.3. Пены | 3.3.1. Двухфазная пена на основе воды, газа и пенообразователя 3.3.2. Трехфазная пена на основе глинистого раствора, газа и ПАВ |
На рисунке 1 схематично приведены основные требования, предъявляемые к промывочным жидкостям при строительстве нефтегазовых скважин.
Рисунок 1 – Требования к буровым промывочным жидкостям
Общими являются требования экологической и промышленной безопасности, технологичности и экономичности БПЖ. Фундаментальными являются требования охраны труда и экологической безопасности промывочной жидкости. Требование технологичности БПЖ, прежде всего, легкости ее обслуживания, имеет большое социальное значение. Под экономичностью БПЖ имеется в виду не только доступность и дешевизна ее как производственной продукции, хотя это и важно для получения высоких технико-экономических показателей бурения, а, главным образом, получение высокого конечного результата, обеспечивающего быструю окупаемость затрат на строительство нефтегазовой скважины. Остальные требования к БПЖ специфичны и касаются, главным образом, буровой технологии. Обобщающим является требование эффективного выполнения целевых функций БПЖ, для реализации которого необходима высокая подготовка специалистов не только в области буровой технологии, геологии и нефтепромысловой механики, но и в области механики сплошных сред, а также в области физической химии дисперсных систем и поверхностных явлений. Важнейшим требованием к БПЖ является требование качественного вскрытия продуктивных пластов, что реализуется не только через физико-химическую функцию промывочного раствора. Вся технология первичного вскрытия нефтегазовых коллекторов должна быть ориентирована на исключение отрицательного воздействия БПЖ на естественную проницаемость (загрязнения) приствольной зоны продуктивного пласта. Поэтому необходимо хорошо представлять причины загрязнения (блокировки) пор пластов, методы и средства профилактики загрязнения, охватывающие все стороны технологии разбуривания продуктивных пластов, которые могут оказать влияние на время освоения скважин, на последующие дебиты и на нефтеотдачу пластов в целом.
11-вопрос: БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Под буровым раствором понимается дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважины от выбуренной породы и создания противодавления на разбуриваемые пласты. Дисперсная система состоит из дисперсной фазы (глинопорошок, соли, гидроксиды, цемент, и др.) и дисперсионной среды (вода, углеводородные жидкости). Коллоидные частицы в дисперсной системе (буровом растворе) составляют незначительную часть, но именно они играют важнейшую роль в получении стабильной системы. Коллоидальность глин определяются частицами, размеры которых находятся между видимыми невооруженным глазом и атомами, молекулами и ионами - 1СГ3 - 10"' мкм. Для сравнения микрогетерогенные - 10 1 — 10 мкм (порошки, суспензии, эмульсии, пены).
УВЕЛИЧЕНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА И ИЗМЕНЕНИЕ ОБЪЕМА Увеличение плотности бурового раствора без добавления жидкости-основы и без ограничения объема
Для увеличения плотности буровых жидкостей, жидкостей освоения и жидкостей КРС могут использоваться различные сухие материалы. Эти материалы включают барит, гематит, карбонат кальция, карбонат магния, различные сухие соли (например, хлорид натрия, кальция, хлористый цинк и/или формиат натрия), а также их смеси. Важно знать среднюю плотность используемого материала. Например, текущая спецификация для средней плотности барита составляет 4,2 г/см3.Средняя плотность сухого материала, используемого вами, должна быть получена от компании, поставляющей этот продукт.
а) Формула определения потребности утяжелителя для увеличения плотности бурового раствора объемом в 1 м3:
где Qy,пяж - количество утяжелителя, требуемое для поднятия плотности 1 м3 бурового раствора, кг;
р„ - начальная плотность бурового раствора в кг/м3; рк - конечная плотность бурового раствора в кг/м3; рут - плотность утяжелителя в кг/м3.
б) Увеличение объема исходя из количества утяжелителя: 
Пример: Рассчитайте количества барита со средней плотностью 4200 кг/м3, требующееся для увеличения плотности 10 м3 бурового раствора с 1200 кг/м3 до 1400 кг/м-' и получившееся в результате увеличение объема:
в) Увеличение плотности бурового раствора:
Пример: При доведении плотности бурового раствора до рк =1500 кг/м3 вводом в объем 20 м35000 кг барита плотностью 4200 кг/м3 определите, на сколько должна быть повышена плотность бурового раствора:
