Современные составы буровых промывочных жидкостей



жүктеу 2.39 Mb.
бет11/13
Дата21.02.2019
өлшемі2.39 Mb.
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13
Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1050 – до требуемой

Условная вязкость, сек 25 - 50

Пластическая вязкость, сПз 10 - 30

ДНС, дПа 60 - 120

СНС0/10, дПа 20 - 50/40 - 80

Водоотдача, см3/30мин (API) 4 - 6

рН 11,5 - 12
Назначение реагентов

ХВ-Полимер – структурообразователь

ЭКОПАК-R – регулятор вязкости и водоотдачи

ЭКОПАК-SL – регулятор водоотдачи

ИКЛИГ-2 – поликонденсированный лигносульфонат, регулятор водоотдачи, разжижитель

KCl – ингибитор глин

ИКМАК – сульфированный асфальт, ингибитор глин, эмульгатор, смазывающая добавка

ЖС-7 – реагент-нейстрализатор сероводорода на основе окислов железа

ИККОР-S – ингибитор сероводородной коррозии

ИКДЕФОМ – пеногаситель

ИКЛУБ – смазывающая добавка.
Технология приготовления

В воду затворения вводятся кальцинированная и каустическая соды и ХВ-Полимер. Затем добавляются остальные реагенты в порядке, указанном в п. «Состав раствора». Темп ввода полимеров – 10 минут/мешок.


Сероводородостойкий буровой раствор на углеводородной основе

Известно, что растворы этого типа отличаются высокой устойчивостью в условиях сероводородной агрессии. Это обусловлено тем, что компоненты РУО мало чувствительны к сероводороду. Растворы на нефтяной основе содержат большое количество свободной извести, которая быстро связывает сероводород в сульфид кальция. Растворимость сероводорода в РУО в несколько раз выше по сравнению с раствором на водной основе, поэтому реакции нейтрализации сероводорода и неустойчивых сульфидов (Na, Ca…) в углеводородной среде идут быстрее.

Так, гидрофобная эмульсия, содержащая 50кг/м3 реагента-нейтрализа-тора ЖС-7, поглощает 8-10 объемов сероводорода без изменения свойств.

Ниже приведены состав и свойства такого раствора.


Состав раствора, кг/м3

Углеводородная фаза 400 - 700

Водная фаза 300 - 600

CaCl2 50 – 200

Известь 20

ИКМУЛ 30 – 40

ИКСОРФ 5 – 15

ИКТОН 5 – 10

ИКФЛЮИД 6 - 10

ЖС-7 5 – 100 (см. диаграмму)

Утяжелитель до требуемой плотности

Свойства раствора

Плотность, кг/м3 900 – 2100

Условная вязкость, сек 30 - 60

Пластическая вязкость, сПз 20 - 50

ДНС, дПа 60 - 150

СНС0/10, дПа 20 - 40/40 - 100

Фильтрация, см3 (API) 0,5 – 1,0

Электростабильность, V 400-600

Нейтрализующая способность по H2S, л/л  7


Назначение реагентов

ИКМУЛ – первичный эмульгатор на основе жирных кислот.

ИКСОРФ – вторичный эмульгатор, разжижитель.

ИКТОН – структурообразователь, олеофильный бентонит.

ИКФЛЮИД – гидрофобизатор твердой фазы.

Известь – регулятор рН, реагент для получения кальциевых мыл.

ЖС-7 – реагент-нейтрализатор сероводорода.
Технология приготовления

Все реагенты, включая известь, вводятся в углеводородную фазу и перемешиваются в течение 20-30 минут.

Соль растворяют в воде и при интенсивном перемешивании водная фаза вводится в нефтяную, затем добавляют утяжелитель.
3.4.3. Термостойкие буровые растворы и растворы для вскрытия в условиях АВПД

С повышением температуры свойства большинства растворов на водной основе существенно изменяются. Как правило, глинистые растворы загустевают и возрастает водоотдача. При нагревании биополимерных систем с низким содержанием твердой фазы вязкость не увеличивается, но водоотдача также повышается. Успех управления свойствами растворов при высоких температурах зависит от правильного выбора типа реагентов-регуляторов свойств и их расхода, который в этих условиях бывает повышенным, как в исходном растворе, так и при дополнительных обработках.

Большинство современных систем буровых растворов (ИКАРБ, ИКГЛИК и др.) готовятся на основе полисахаридных реагентов, не отличающихся особой стойкостью в условиях высоких температур.

В связи с этим, по рекомендации профессора А.И. Пенькова в ОАО «ИКФ» разработаны новые ингибиторы термической деструкции полимеров – реагенты ИКФ-10 и ИКФ-20, с помощью которых можно примерно на 50ОС повысить термостойкость всех применяемых полисахаридных реагентов в системах различных буровых растворов.

Ниже. приведены результаты опытов по влиянию реагента ИКФ-10 на термостойкость пресного, калиевого и высокоминерализованного буровых растворов. Термообработка растворов осуществлялась в автоклавах при указанных в таблице температурах в течение 6-ти часов.

Приведенные данные свидетельствуют о высокой эффективности реагента ИКФ-10. Особенно показательны результаты опытов с высокоминерализованным раствором, который без ингибитора при температуре 150ОС практически полностью подвергается термической деструкции. Свойства этого же раствора с добавкой 50 кг/м3 ИКФ-10 после термообработки при той же температуре (150ОС) сохраняются на заданном уровне по сравнению с раствором.

Технология применения ингибитора деструкции ИКФ-10 очень проста. Данный реагент хорошо растворяется в пресной и соленой воде, вводить в буровой раствор его можно как в сухом виде, так и в виде водного раствора (например, в составе КР).

При более высоких температурах для приготовления и регулирования свойств буровых растворов необходимо использовать термостойкие реагенты.


Термостойкий ингибирующий калиевый буровой раствор ИКТЕМП

Состав раствора, кг/м3

Бентонит 30

Na2CO3 1

NaOH 2


KCl 50

ИКПАН 20


ИКТЕМП-1 10

ИКЛИГ-3 20

ИКМАК 10

ИКФ-10 20

Барит 500

ИКЛУБ 5


ИКДЕФОМ 0,3
Свойства раствора

Плотность, кг/м3 1480 - 1500

Условная вязкость, сек 40 - 50

Пластическая вязкость, сПз 25 - 30

ДНС, дПа 80 - 100

СНС0/10, дПа 20 - 30/30 - 50

Водоотдача, см3/30мин (API) 2 - 3

рН 10
Свойства раствора после термообработки при 180ОС в течение 6-ти часов

Плотность, кг/м3 1480 - 1500

Условная вязкость, сек 35 - 40

Пластическая вязкость, сПз 20 - 25

ДНС, дПа 60 - 80

СНС0/10, дПа 10 - 20/20 - 30

Водоотдача, см3/30мин (API) 3 - 5

рН 9


Забойная водоотдача при 180ОС, см3 30 - 40

Как видно из приведенных данных, система ИКТЕМП обладает достаточно высокой термостойкостью. После термообработки при 180ОС раствор не только загустевает, но несколько разжижается. Водоотдача практически не меняется, однако величина забойной водоотдачи возрастает примерно в 10 раз, что является характерным для растворов на водной основе при столь высоких температурах.

Низкие показатели забойной водоотдачи при температурах 150-200ОС можно получить только у растворов на углеводородной основе.

Назначение реагентов

ИКПАН – гидролизованный полиакрилонитрил

ИКТЕМП – сульфированный гумат

ИКЛИГ – термостойкий поликонденсированный лигносульфонат

ИКФ-10 – ингибитор деструкции полимеров

ИКМАК – сульфированный асфальт

ИКЛУБ – смазывающая добавка

ИКДЕФОМ - пеногаситель
Технология приготовления

В воду затворения вводят кальцинированную соду, каустическую соду и бентонит, перемешивают в течение одного часа и добавляют хлористый калий. Затем вводят остальные реагенты и, после перемешивания в течение одного часа, можно замерять свойства исходного раствора и ставить его в автоклав на термообработку при высокой температуре. Через 6-16 часов термообработки раствор охлаждают и замеряют свойства.



Система DURATHERM

Создана для бурения в условиях высоких давлений и температур.

Стабильна в присутствии таких химических примесей как кальций, различные соли и кислые газы.

Может быть использована при температуре 230 °С ввиду низкого содержания выбуренной породы и использования термостойких реагентов.

Концентрация бентонита снижается по мере возрастания температуры и плотности раствора. Полимеры используются для придания необходимой вязкости и контроля водоотдачи.

Преобразование обычной системы раствора на водной основе в данную систему осуществляется заменой SPERSENE на ХP-20 (хром-лигнит), снижением содержания выбуренной породы и использованием CMC или POLYPAC для придания необходимой вязкости.

THERMEX™ или RESINEX - синтетические полимеры, используемые для снижения водоотдачи в условиях высоких температур.

Эффективная очистка раствора крайне важна.

Особое внимание должно быть уделено стабильности раствора (тестирование с использованием камеры старения).

Контроль за содержание твердой фазы в растворе и за изменением вязкости раствора.

Разбавление раствора для контроля твердой фазы осуществляется с дополнительной обработкой реагентами для поддержания их концентрации в растворе.

Состав раствора, кг/м3

M-I Bar (Барит) до необходимой плотности

M-I Gel (Бентонит) 3 - 30

Каустик 1,5 – 5,0

Известь 0 - 6

Гипс 0 - 6

XP-20 42 - 60

PolyPac R / CMC HV 0 - 3

RESINEX 0 – 18
Свойства раствора

Плотность: требуемое значение

Условная вязкость (20 ÷ 25)x( Плотность)+/-

Пластическая вязкость график PV

ДНС 30 – 50 , дПа

СНС 10 сек/10 мин 5-25 / 10-50 , дПа

pH 10,5 – 11.5

Твердая фаза с низкой плотностью 0,5 – 1,5%

Фильтрация требуемое значение

Хлориды 0 - 10,000 мг/л

Кальций 0 - 200 мг/л

Назначение реагентов

M-I Bar (Барит) – увеличение плотности.

M-I Gel (Бентонит) – вязкость/водоотдача.

Каустик – pH/Pf/Pm.

Известь – обработка СО2.

Гипс – обработка СО2.

XP-20 (хром-лигнит) – разжижитель.

POLYPAC R / CMC HV – регулятор вязкости/водоотдачи.

RESINEX (полимер. лигнит) – регулятор водоотдачи(высок. темп.).
Система ENVIROTHERM

Создана для бурения в условиях высоких давлений и температур.

Более экологически безвредная (используются реагенты без хрома) .

Стабильна в присутствии таких химических примесей как кальций, различных солей и кислых газов.

Может быть использована при температуре до 200°С ввиду низкого содержания выбуренной породы и использования термостойких реагентов.

Концентрация бентонита снижается по мере возрастания температуры и плотности раствора. Полимеры используются для придания необходимой вязкости и контроля водоотдачи.

Аналогична системе DURATHERM.

SPERSENE CF используется в качестве стабилизатора.

Эффективная очистка раствора крайне важна.

Особое внимание должно быть уделено стабильности раствора (тестирование с использованием камеры старения).

Контроль за содержание твердой фазы в растворе и за изменением вязкости раствора.

Разбавление раствора для контроля твердой фазы осуществляется с дополнительной обработкой реагентами для поддержания их концентрации.


Состав раствора, кг/м3

M-I Bar (Барит) до необходимой плотности

M-I Gel (Бентонит) 3 - 30

Каустик 1,5 – 5

Известь 0 - 6

Гипс 0 - 6

SPERSENE CF 12 - 36

TANNATHIN 12 - 18

THERMEX (син.полимер) 12 - 36
Свойства раствора

Плотность: требуемое значение

Условная вязкость (20 ÷ 25)x( Плотность)+/-

Пластическая вязкость график PV

ДНС 30 – 50 , дПа

СНС 10 сек/10 мин 5-25 / 10-50 , дПа

pH 9,0 – 11,0

Твердая фаза с низкой плотностью 0,5 – 1,5%

Фильтрация требуемое значение

Хлориды 0 - 10,000 мг/л

Кальций 0 - 600 мг/л

Назначение реагентов

M-I Bar (Барит) – увеличение плотности.

M-I Gel (Бентонит) – вязкость/водоотдача.

Каустик – pH/Pf/Pm.

Известь – обработка СО2.

Гипс – обработка СО2 .

SPERSENE CF – разжижитель.

POLYPAC R / CMC HV – регулятор вязкости.

TANNATHIN – регулятор водоотдачи.

THERMEX (син.полимер) – регулятор водоотдачи (высокие темп.).
Раствор для первичного вскрытия горизонтов с АВПД - DIPROL

Безглинистый полимерный неутяжеленный раствор для первичного вскрытия горизонтов с АВПД.


Область применения

Раствор высокой плотности для первичного вскрытия

Бурение нагнетающих скважин

Заканчивание с гравийными фильтрами

Альтернатива РУО

Критичные с точки зрения качества первичного вскрытия скважины


Преимущества

Низкая стоимость

Высокое качество первичного вскрытия

Легкая очистка забоя

Возможность повторного использования

Не кольматирует забойные фильтры

Простой состав

Не требует специального оборудования


Раствор двухвалентной соли – CaCl2, CaCl2/CaBr2, CaCl2/CaBr2/ZnBr2.

DI-TROL – Понизитель фильтрации.

DI-BALANCE – Оксид магния.

DI-BOOST – Гликоль.

SAFE-CARB – Карбонат кальция.

DI-TROL – Высокоразветвленный полисахарид с высокой молекулярной массой (200000 – 100000000).

Устойчив к механическому воздействию (высоким скоростям сдвига).

Предварительно обработан для ускорения растворения и избегания образования комков

DI-BALANCE – Мелкодисперсный активированный оксид магния:

- Высокая удельная поверхность

- Высокая скорость реакции

- Буферизует рН

- Образует гидрогель

- «Сшивает» DiTROL



DI-BALANCE преобразуется в гидрогель магния, формируя комплексную трехмерную структуру (решетку) из катионов магния и гидроксил-ионов, связывающую значительное количество свободной воды

DITROL адсорбируется на поверхности гидрогеля магния и блокирует свободные каналы пространственной решетки

DI-BALANCE дополнительно «сшивает» DITROL увеличивая вязкость и СНС раствора

DI-BOOST Диспергируемый в воде полигликоль.

Используется в очень малых концентрациях.

Дополнительно увеличивает вязкость раствора и снижает водоотдачу.
Состав раствора

Базовый раствор соли ~ 0.960 м/м3

DI-TROL 17 - 29 кг/м3

DI-BALANCE 0.7 - 6 кг/м3

DI-BOOST 0.7 – 1.5 л/м3

SAFE-CARB 60-90 кг/м3

Всего 4 компонента (+сам рассол)

Макс. 90 кг/м3 твердой фазы в растворе плотностью 2.0SG


Преимущества

Плотность От 1380 кг/м3 до 2040 кг/м3 без утяжелителя

Единственная твердая фаза – карбонат кальция (макс. 90 кг/м3)

Прекрасные реологические характеристики

Низкие потери давления

Высокие показатели LSRV

Низкая пласт, вязкость, высок. ДНС



Устойчив к воздействию цемента, твердой фазы, минерализованных пластовых вод, глин и нефти.

Смазывающие способности на уровне «Фло-Про» или даже лучше.

Низкое давление отрыва корки

Восстановление проницаемости – 80%

Фильтрационная корка может быть удалена соляной кислотой

WARP-технология утяжеленных буровых растворов

По запатентованной «Эм-Ай Дрил­линг Флуидз» технологии приготавли­вается содержащий 80% барита WARP-концентрат с размером час­тиц 1-2 мкм (для сравнения, средний размер частиц стандартного барита — 25 мкм) и плотностью 2640 кг/м3 или WARP-концентрат, содержащий 72 % карбоната кальция, плотностью до 1920 кг/м3. Частицы утяжелителя в концентрате защищены специаль­ным коллоидом, ингибирующим их электрохимическое взаимодейст­вие, благодаря чему система WARP имеет низкую вязкость и высокую подвижность, несмотря на высокую концентрацию твердых частиц и ог­ромную их суммарную поверхность.

Это позволяет приготавливать сверхтяжелые буровые растворы, реологические параметры которых ближе к неутяжеленным, чем к обыч­ным утяжеленным растворам.

Свойства раствора

Плотность: 1800 – 2400 кг/м3

Пластическая вязкость 15 – 20 мПа*с

ДНС 30 –70, дПа

СНС 10 сек/10 мин 15-25 / 30-70 , дПа

pH 9,0 – 11,0

Фильтрация требуемое значение
Практи­ка показала, что при использовании растворов WARP потери давления в скважине даже меньше, чем при ис­пользовании не содержащих твер­дой фазы тяжелых рассолов.

Растворы WARP очень просты в обращении и полностью совмести­мы с реагентами для обработки бу­ровых растворов на водной основе, включая лигниты, лигносульфонаты, КМЦ, ПАЦ, крахмалы, биополимеры, полиакриламиды, гликоли и т.п. Для приготовления бурового раствора достаточно разбавить WARP-концентрат водой до необходимой плот­ности и обработать раствор требуе­мыми реагентами. При использова­нии термоустойчивых реагентов-ста­билизаторов могут быть приготовле­ны растворы для бурения скважин при температуре на забое до 230°С.

Благодаря почти коллоидному размеру частиц утяжелителя буро­вые растворы, приготовленные на основе WARP концентрата, совер­шенно не подвержены седиментационному расслоению, обладают низкой абразивностью, устойчивы к загрязнению и могут быть использо­ваны с применением обычной системы очистки, не требуя применения устройств для регенерации утяжели­теля. При этом низкая вязкость рас­творов WARP способствует повыше­нию эффективности работы вибро­сит и позволяет использовать сетки размером до 300 меш. В свою оче­редь эффективное удаление шлама из раствора обусловливает умень­шение его потерь и объема разбав­ления, снижая общую стоимость рас­твора для бурения скважины.

При правильном подборе кольматантов 95% частиц утяжелителя рас­творов WARP удерживается фильтрационной коркой на стенках скважи­ны, что позволяет рекомендовать ис­пользование этих растворов для вскрытия продуктивных пластов. Ре­зультаты исследований показали, что растворы, приготовленные по WARP-технологиям, приближаются по величине коэффициента восста­новления проницаемости кернов (80-85%) к специализированным растворам для первичного вскрытия продуктивных пластов. Кроме того, при использовании растворов на ос­нове WARP-концентрата карбоната кальция для вскрытия продуктивных пластов частицы утяжелителя могут быть полностью удалены из призабойной части пласта кислотной обра­боткой.


Утяжеленный буровой раствор для строительства глубоких скважин

Предназначен для строительства скважин в условиях АВПД (до 1,95Ргидр) при температуре горных пород более 100 0С. Тип коллектора порово-трещинный, проницаемость менее 10*10-3 мкм2.

Представляет собой раствор с ограниченным содержанием глинистой фазы (менее 2 % масс) на основе комплекса лигносульфонатсодержащих реагентов, кремнийорганики и полисахаридов (в т.ч. ФХЛС, КЛСП, ГКЖ, КМЦ).

Утяжеление бурового раствора до 2150 кг/м3 производится баритом, а также кислоторастворимыми добавками на основе железосодержащих материалов (гематит, магнезит).

Оптимизация свойств бурового раствора в забойных условиях при температуре 110 – 115 0С достигается путем ограничения удельной поверхности утяжелителя в пределах 2600 – 3000 см3/г.

Преимущества:

За счет управления структурно-механическими свойствами утяжеленного бурового раствора в забойных условиях обеспечивается противофонтанная безопасность вскрытия пласта с АВПД, сокращаются затраты на промежуточные промывкиствола при спуске бурильного инструмента и обсадных труб.

Буровой раствор для вскрытия пласта с АВПД, содержащий воду, наполнитель, акриловый полимер и утяжелитель ЖРК-1, полученный из титаномагнетитовых руд, в качестве наполнителя содержит бентонитовый глинопорошок и дополнительно комплексный реагент карболигносульфонат пековый - КЛСП при следующем соотношении компонентов, мас.%:

бентонитовый глинопорошок – 3

акриловый полимер - 0,2-0,4

комплексный реагент карболигносульфонат пековый - 0,3-0,5

вода – остальное

указанный утяжелитель - до 150% сверх 100%.

Для этих же условий бурения возможно применение безглинистого бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта и включающего, мас.%:

поташ или формиат натрия 10,0-50,0;

биополимер КК Робус 0,40-0,45;

модифицированный крахмал КРЭМ 1,0-1,1;

гидрофобизирующую жидкость Основа-ГС 0,25-0,30,

комплексную смазочную добавку КСД 1,0-1,5;

воду 46,65-87,35;

мраморный порошок 30-65 сверх 100;

баритовый утяжелитель до 65 сверх 100


3.4.4. Буровые растворы для вскрытия истощенных пластов с АНПД

Аэрированный буровой раствор

Одним из технологических решений обеспечения качества промывочной жидкости для вскрытия пластов с АНПД является использование поверхностно–активного вещества (ПАВ). В качестве таких веществ могут быть использованы многофункциональные компоненты буровых растворов (ОТП – смазочная добавка, КЛСП – стабилизатор, Аэроник)

Данная система бурового раствора разработана специально для истощенных продуктивных коллекторов с АНПД, что позволит осуществить максимально качественное вскрытие продуктивной зоны с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пласта при имеющихся пластовых условиях.

Основой бурового раствора является малоглинистая суспензия с содержанием коллоидной глинистой фазы 4–6 %. В качестве структурообразователя используется КМЦ в количестве до 0,3 %. Для изменения поверхностного натяжения, с целью эмульгирования системы, используется ПАВ (0,3–0,6%). Блокирование порового пространства коллектора производится кислоторастворимым кольматантом – мраморной крошкой (2–3 %)

Подобные растворы могут быть приготовлены с использованием:

• Пресной воды;

• Минерализованной воды;

• Морской воды;

• Насыщенного раствора хлорида натрия;

• Различных солей муравьиной кислоты (индивидуальные соли и смеси солей);

• Растворов различных бромидов;

• С добавлением кольматанта – CaCO3.




Свойства раствора

Плотность, кг/м3

830 – 1060

PV, сП (мПа*с)

21

AV, сП

44,5

YP, дПа

225,13

n,

0,39

k, сП

3089,87

Gel 10 сек, дПа

110,17

Gel 10 мин, дПа

124,54

Время стабильности, ч

Не менее 96





Рис. 12. Аэрированный раствор
Облегченный микросферами буровой раствор (ОБР)

Предназначен для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Возможно применение для бурения в интервалах поглощений

Снижение плотности бурового раствора до 1000 – 1060 кг/м3 достигается введением в него, в качестве облегчающей добавки, алюмосиликатных микросфер, до плотности 900 – 1000 кг/м3 введением в него, в качестве облегчающей добавки, стеклянных микросфер HGS.


Наименование добавки

Ограничение к применению

Полимерные (смолы, сополимер стирола, фенолформальдегид, стиролбутадиеновый латекс, кардопор)

Низкая прочность оболочки

Алюмосиликатные полые микросферы (АСМ) – продукт флотации золы уноса при сжигании каменного угля

Необходимо учитывать, что под давлением микросферы могут разрушаться (может происходить увеличение плотности раствора)

Микросферы заводского производства (НБСМ – стеклянные микросферы)

Дороговизна микросфер

(стоимость значительно выше АСПМ)



Алюмосиликатные полые микросферы, выделяемые сепарацией с последующей технологической обработкой (аппретирование)

Стоимость микросфер выше, чем АСПМ

Параметры раствора:

- плотность раствора 900-1060 кг/м3;

- условная вязкость 30-60 с;

- водоотдача (по API) 4-8 см3/30мин;

- толщина корки <1 мм;

- пластическая вязкость 15-30 мПа·с;

- ДНС 60-150 дПа;

- СНС1/10 15-30/20-40 дПа;

- рН 9-11;

- УЭС 0,1-2,0 Ом·м
Буровой раствор для бурения в условиях низких пластовых давлений

Предназначен для разбуривания высокопроницаемых гранулярных коллекторов (,5 – 1,2 мкм2) и «суперколлекторов» с низким пластовым давлением (0,5 – 0,9 Ргидр) в сочетании с высокими поровыми давлениями (1,3 – 1,4 Ргирд) в глинистых породах, обусловливающих опасность поглощения бурового раствора и обвалообразования стенок ствола скважин.

Раствор представляет собой «химически» аэрированный раствор низкой плотности (700-800 кг/м3) с малым содержанием твердой фазы (5 - 6%).
при следующем соотношении компонентов, мас. %:

глинопорошок - 5-6

КМЦ - 0,2-0,4

ОТП или эмультал - 0,4 - 0,6

вода - остальное.

Аэрированный глинистый раствор содержит в качестве пенообразующего агента - омыленный талловый пек или эмультал, что позволяет получить растворы с плотностью 0,7-0,8 кг/м3 и с другими технологическими параметрами, соответствующими условиям вскрытия «истощенных» пластов. В то же время этот раствор содержит незначительное количество твердой фазы, что положительно сказывается на продуктивности пласта.

Технология их приготовления сводится к следующему: бентонитовый глинопорошок оставляется для гидратации 24 ч в воде, далее вводятся пенообразующий агент и стабилизатор и раствор перемешивается 3-10 минут в роторно-пульсационном перемешивателе.

Промысловое внедрение данного раствора позволяет получить увеличение удельного дебита в среднем на 7-17%, а уменьшение коэффициента фильтрационных сопротивлений до 54%.


3.4.5. Буровые растворы для вскрытия солевых отложений

Такие растворы применяются для разбуривания солевых пород, а нередко для совместного вскрытия надсолевых и подсолевых отложений.

Чаще всего соль залегает на больших глубинах (до 6000м) и для предупреждения пластического течения этих пород требуется утяжеленные растворы с повышенной термостойкостью. Поэтому требования к соленасыщенным растворам достаточно высоки.
Соленасыщенный буровой раствор

В качестве структурообразователей в этих растворах используются предварительно прогидратированный в пресной воде бентонит и частично ХВ-Полимер (периодически по мере необходимости).

Часто для приготовления соленасыщенных буровых растворов применяют специальные солестойкие глины такие, как палыгорскит, аттапульгит и др. Однако, для регулирования свойств таких растворов требуется повышенный расход основных химических реагентов (примерно в 1,5 раза выше). В связи с этим выгоднее использовать предварительно прогидратированный в пресной воде бентонит.

Для регулирования водоотдачи применяются солестойкие полисахаридные реагенты ИКР, КМЦ, ЭКОПАК, ИКПАК и высоленные лигносульфонатные реагенты в виде тонкодисперсной органической твердой фазы. Частично лигносульфонатный реагент работает как разжижитель.

Для повышения термостойкости до 130-150ОС рекомендуется вводить реагент ингибитор деструкции полимеров ИКФ-10.

При более высоких температурах необходимо использовать акриловые полимеры и сополимеры, а также ХОСТАДРИЛЛ.

Для приготовления раствора обязательно использование гидродиспергатора ДГ-1 или ДГ-2, ибо в момент диспергирования бентонита в гидромешалке часто может оставаться так называемый «мертвый остаток» соленого раствора, и при заполнении этой емкости пресной водой она окажется частично минерализованной.

В условиях сероводородной агрессии к раствору добавляется реагент-нейтрализатор ЖС-7.


Состав раствора, кг/м3

ХВ-Полимер 0,5 - 1

Бентонит 30 - 50

Na2CO3 1 - 2

NaOH 2 - 3

ИКР 15 20

ЭКОПАК-R(SL) 4 - 6

ИКЛИГ (ИКЛИГ-1) 30 - 50

ИКТЕМП-1 5 - 15

ИКЛУБ 3 - 5

Барит до требуемой плотности

ИКДЕФОМ 0,3

ИКФ-10 10 – 50

NaCl 250

Свойства раствора


Плотность, кг/м3 1220 - 1100

Условная вязкость, сек 35 - 60

Пластическая вязкость, сПз 20 - 50

ДНС, дПа 50 - 150

СНС0/10, дПа 30 - 50/50 - 100

Водоотдача, см3/30мин (API) 6 - 8

рН 8 - 9

Назначение реагентов

ХВ-Полимер, Бентонит - структурообразователи

ИКР – регулятор водоотдачи

ЭКОПАК-R(SL) – регулятор водоотдачи и вязкости

ИКЛИГ (ИКЛИГ-1) – регулятор водоотдачи и вязкости

ИКТЕМП-1 – термостойкий регулятор водоотдачи и вязкости

ИКЛУБ – смазывающая добавка

ИКДЕФОМ - пеногаситель

ИКФ-10 – ингибитор термической деструкции полимеров
Технология приготовления

К воде добавляется в требуемом количестве кальцинированная сода и бентонит. Раствор перемешивается через гидродиспергатор в течение 1 час. В раствор вводят ИКР, ЭКОПАК, затем каустическую соду и перемешивают 1 час. После этого вводят пеногаситель, ИКЛИГ (ИКЛИГ-1) и ИКТЕМП-1, после перемешивания в течение 20-30 минут вводят поваренную соль и все остальные компоненты.

ХВ-Полимер используется периодически в случаях неожиданного резкого падения структурно-механических свойств (водопроявление и пр.).
Соленасыщенная система раствора

Система разработана для предотвращения размыва ствола при прохождении интервалов солей, что достигается за счет насыщения солью водной фазы используемого раствора.

Данный эффект достигается путем добавления в систему соли (хлорида натрия) до достижения точки насыщения. Точка насыщения системы – 190 000± мг/л хлоридов.

В случае, если соленной интервал не слишком большой, возможно увеличение содержания хлоридов до уровня, немного превышающего 100000 мг/л, что снизит растворимость солей, размыв и кавернообразование в стволе.

При использовании существующего глинистого раствора для приготовления соленасыщенной системы на первоначальном этапе необходимо быстро (одна циркуляция) добавить в раствор следующие реагенты:

6 - 9 кг/м3 каустика

3 - 6 кг/м3 кальцинированной соды

12 -18 кг/м3 SPERSENE®

310 – 350 кг/м3 соли NaCL (объем добавки зависит от начальной концентрации соли).

Соль флокулирует глины в растворе, увеличивая вязкость. По этой причине объем глинистых частиц в растворе должен быть минимальным.

До начала преобразования проведите пилотные испытания для определения степени разбавления и необходимых концентраций реагентов

После проведения первоначальной обработки раствора, необходимо добавить 1,5 –3,0 кг/м3 POLYPAC UL®. Добавка данного реагента снизит вязкость и поможет отрегулировать фильтрацию. В случае, если вязкость не снижается, необходимо разбавить раствор рассолом электролита и обработать лигносульфонатом SPERSENE®



Для приготовления соленасыщенной системы необходимо проведение следующей операции:

Добавьте в соленую воду предварительно прогидратированный реагент M-I GEL в количестве 50 –70 кг/м3.

После этого необходимо добавить остальные реагенты.

В случае, если система приготовления на буровой может обеспечить хорошее диспергирование, вместо M-I GEL® можно использовать SALT GEL® (аттапульгит)

Для придания дополнительной вязкости и/или выносящей способности рекомендуется добавить DUO-VIS ® в небольших количествах (1,5 кг/м3).

Регулирование свойств:

Для поддержания объема и регулирования содержания твердой фазы на определенном уровне в систему добавляется рассол электролита (NaCl).

Необходимые параметры раствора поддерживаются путем добавления в систему необходимого количества химреагентов.

Для поддержания определенной концентрации материалов следует точно определить степень разбавления или объем добавляемого рассола электролита.

Объем разбавления зависит от таких показателей, как диаметр ствола, скорость проходки, тип пласта и оптимальный объем выбуренной твердой фазы.

По мере насыщения системы NaCl следует контролировать содержания хлорид-ионов.

Перед добавлением в раствор соль рекомендуется растворить в воде и добавлять ее в виде рассола.

Перед использованием соленасыщенной системы раствора необходимо учесть следующее:

Минимальная плотность системы – около 1,26 кг/м3, а плотность насыщенного хлоридом натрия рассола составляет 1,2 кг/м3.

Допустимый температурный предел : <150ОС

Примечание: Если ожидаемая забойная температура превысит данное значение, нужно будет использовать растворы на нефтяной или синтетической основе.
Состав раствора, кг/м3

M-I Bar (Барит) до необходимой плотности

M-I Gel (Бентонит) 30 - 90

Каустик 0,5 – 7,0

Соль 310 - 350

SPERSENE SF 15,0 - 45

POLYPAC R / CMC HV 3,0 - 4,5

POLYSAL 9,0 - 18

DUOVIS 0,0 – 1,5

SURFAK M 0,0 – 6,0


Свойства раствора

Плотность: >1260 кг/м3

Условная вязкость (30)x( Плотность)+/-

СНС 5-25 , дПа

pH 10,5 – 12

Твердая фаза с низкой плотностью 4 - 6 %

(скорректировано с учетом присутствия соли)

Фильтрация требуемое значение

Хлориды 190 000± мг/л

Кальций < 200 мг/л



Назначение реагентов

M-I Bar (Барит) – увеличение плотности.

M-I Gel (Бентонит) (прегидратированный) – вязкость/водоотдача.

Каустик – pH/Pf/Pm.

Соль – увеличение концентрации хлоридов.

SPERSENE SF (Лигносульфонат) – разжижитель/регулятор водоотдачи.

POLYPAC R / CMC HV – регулятор вязкости/водоотдачи.

POLYSAL(Крахмал) – регулятор вязкости/водоотдачи.

DUOVIS (Биополимер) – повышение вязкости при низкой скорости сдвига.

SURFAK M – (ПАВ) поверхностно-активное вещество.

3.4.6. буровые растворы для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Качественная транспортировка шлама и хорошая удерживающая способность раствора являются важными факторами при бурении скважин с горизонтальным окончанием. Эффективно транспортировать твердые частицы можно путем придания соответствующей им энергии. Это обеспечивает турбулентный поток высокой скоростью течения. Повышенная концентрация шлама в растворе, возникающая при высокой скорости проходки долота, может превысить песконесущую способность раствора. Поэтому скорость течения раствора в затрубном пространстве рассматривается как один из главных параметров очистки ствола. При очень высокой скорости турбулентного потока большинство всех твердых частиц могут быть вынесены потоком. При низкой скорости потока частицы могут концентрироваться на нижней стороне стенки скважины, и в итоге формируется шламовая подушка.

Сложно определить скорость, необходимую для создания турбулентного потока в кольцевом пространстве. Кроме того, турбулентность не следует создавать при наличии эрозионно-чувствительных формаций или при ограниченной мощности насоса. Вращение бурильного инструмента инициирует спиральный поток, который помогает быстро удалить имеющийся шлам и предотвращает появление новых напластований - дюнообразование.

Приемлемой степени очистки скважины (раствором) можно достигнуть и при умеренных скоростях течения, то есть при ламинарном потоке, когда реологические свойства раствора подобраны правильно.

Реологические свойства раствора в турбулентном потоке нелинейны. Поэтому можно одновременно иметь низкие значения вязкости раствора и обеспечивать достаточную выносную способность.

Высокие выносные и тиксотропные свойства растворов способствуют предотвращению в них седиментации твердой фазы. В тоже время они должны способствовать поддержанию минимальных гидравлических сопротивлений в процессе бурения. Это положительно влияет на показатели работы долот.

Качество очистки при ламинарном режиме более чувствительно к высоким значениям вязкости при малых величинах статического напряжения сдвига (СНС), которые должны быть пропорциональны динамическому напряжению сдвига (ДНС). Существует определенная зависимость между этими величинами и качеством очистки. Исходя из опыта работ, динамическое напряжение сдвига должно быть около 30-40 дПа, а пластическая вязкость – 15-20 мПа•с при сравнительно небольших величинах статического напряжения сдвига (СНС1 - до 10 дПа и СНС10 - до 40 дПа). Условную вязкость желательно удерживать на уровне 20-30 с.

Регулирование реологических свойств буровых растворов может осуществляться двумя путями: изменением концентрации коллоидной глинистой составляющей твердой фазы раствора и высокомолекулярными полимерными соединениями.

Устойчивость стенок скважины обеспечивается подбором плотности раствора, а также ингибирующих (гидрофобизирующих) и фильтрационных свойств. В частности, показатель фильтрации полимер-глинистых растворов должен быть предельно низким, около 3-5 см3/30 мин по прибору ВМ-6.

Ингибирующие свойства фильтрата раствора одновременно влияют на размер и свойства частиц шлама. Целесообразно организовать 4-х ступенчатую систему очистки бурового раствора, а для повышения эффективности работы очистных устройств (в большей степени вибросита, центрифуги и осадительной емкости) следует применять коагулянты и флокулянты.

Оптимальное содержание твердой фазы в буровом растворе, подаваемом в скважину, составляет не более 20-22%, в том числе количество коллоидной глинистой составляющей – 1,6-1,8%, песок в растворе должен практически отсутствовать (или, по крайней мере, не превышать 0,5%).

При бурении горизонтального участка скважины необходимо применять смазочные добавки, снижающие до минимума коэффициент трения фильтрационной корки с бурильным инструментом.

Буровые растворы, которые успешно выполняли свои функции при бурении обычных наклонных скважин являются основой, безусловно требующей модификации для бурения горизонтального участка.

На­иболее трудно очищаемой зоной кольцевого пространства яв­ляется участок ствола с зенитным углом 35—55°. Из уравнения баланса сил, дейст­вующих на сферическую частицу, расположенную на плоско­сти с углом отклонения  от вертикали, в медленном сдвиго­вом потоке вязкой жидкости А.Г.Потаповым и С.В.Васильченко были получены наиболее вероятные значения интерва­ла зенитных углов 1 = 36° и 2 = 54°, при которых возможно дюнообразование.

Для аналитического решения задачи транспортирования шлама на поверхность необходимо выявить гидродинамичес­кие критерии, определяющие несущую способность потока промывочной жидкости.

При угле наклона ствола менее 10° частицы начинают осе­дать по направлению к забою под влиянием силы тяжести. В интервале 10-30° начинают формироваться напластования шлама. Шлам становится вязче и плотнее при повышении зе­нитного угла, сохраняя, однако, тенденцию к скольжению вниз к забою. Эта тенденция уменьшается до тех пор, пока на­клон ствола не достигнет 60°, после чего силы трения стано­вятся причиной остановки шлама. Максимальный угол сколь­жения для РУО и синтетических растворов, как правило, вы­ше, чем для растворов на водной основе из-за высокой смазы­вающей способности (рисунок 13).



Рис. 13. Условная классификация участков ствола

горизонтальной скважины по поведению шлама
Многие исследователи отмечают, что процесс выноса шлама улучшается:

— из горизонтального участка — при увеличении интенсив­ности турбулизации потока промывочной жидкости;

— из вертикального и наклонного участков (зенитный угол до 30°) — при ламинарном режиме течения жидкости путем по­вышения динамического напряжения сдвига;

— на участке с зенитным углом от 35 до 60° режим течения мало влияет на вынос шлама.

Следует отметить, что при равных значениях свойств бурового раствора и скорости его течения в кольцевом пространстве в случае проводки горизон­тальной скважины и бокового горизонтального ствола меньше­го диаметра во втором случае может происходить шламонакопление при его отсутствии в стволе горизонтальной скважины. Такое явление объясняется уменьшением геометрических раз­меров кольцевого пространства и, как следствие, увеличением влияния пристенных эффектов[8].

При бурении боковых стволов даже незначительное оседа­ние шлама способно вызвать серьезные отложения на нижней стенке ствола скважины. В дальнейшем это может привести к прихвату бурильной колонны во время СПО, увеличению кру­тящего момента и сил трения, действующих на бурильную ко­лонну, вследствие уменьшения диаметра кольцевого простран­ства.

С целью увеличения скоро­сти выносящего шлам потока промывочной жидкости возмож­но применение обратной промывки. Применение обратной промывки позволяет:

— повысить скорость движения восходящего потока в 2,5— 5,5 раза за счет уменьшения площади сечения колонны буриль­ных труб, по сравнению с площадью кольцевого пространства;

— осуществить, при необходимости, дополнительную очист­ку ствола скважины способом гидроимпульса, понижая уро­вень промывочной жидкости в бурильной колонне до безопас­ной глубины с помощью компрессора;

— снизить силы сопротивления движению шлама, т.к. коэф­фициент трения скольжения частиц шлама о металл много меньше коэффициента трения скольжения о необсаженные стенки скважины.

Если бурение с помощью обратной промывки все же состав­ляет проблему, то, необходимо хотя бы предусмотреть возможность обратной промывки для ликвидации осложнений, связанных с некачественной очист­кой ствола, на стадии проектирования скважины.

Для более точной оценки удерживающей и несущей спо­собности в практике буровых работ используют па­раметр «время релаксации», который представляет собой вре­мя, необходимое для возвращения измерительного цилиндра вискозиметра от показания, полученного при частоте вращения п = 3 об/мин (вискозиметр Fann 35) или п - 0,3 об/мин (вис­козиметры Brookfield LVTDV II) до нуля или до заранее намеченного значения.

В промывочных жидкостях на водной основе увеличение времени релаксации, а следовательно, и улучшение несущей и удерживающей способности, достигается за счет ввода биополимера. В качестве реагентов-биополимеров применяют сочетание простых сахаридов и бактерий Hantonas Campestris. Разными сервисными фирмами поставляется под различными марками Xantan, XC-Polymer, Welan и др. (отличия заключают­ся в различном сочетании компонентов). Биополимеры пред­ставляют сильноразветвленный анионный полиэлектролит. Растворяются в пресной и соленой воде. Отличительной особенностью би­ополимерных буровых растворов является ярко выраженная псевдопластичность.


    • Такие гидродинамические процессы в скважине как обтекание буровым раствором оседающих частиц шлама и распространение фильтрата бурового раствора по пласту характеризуются низкими значениями скорости сдвига, поэтому при оценке буровых растворов для бурения горизонтальных скважин используют не модельные реологические параметры буровых растворов. Например, LSRV – вязкость бурового раствора (или его фильтрата), измеренная при скорости сдвига 0,0636 с-1 (0.3 об/мин) на специальном вискозиметре Брукфильда. При углах более 300 значение LSRV ³ 40 000 мПа×с (сП).

Наиболее простой системой раствора, используемой для массового бурения под эксплуатационную колонну наклонно-направленных и горизонтальных скважин является естественно наработанный глинистый буровой раствор с применением химических реагентов 4 класса опасности.

Разбуривание башмака кондуктора и дальнейшее углубление скважины из-под кондуктора начинается либо на технической воде, либо на глинистой суспензии с низкой плотностью 1040 - 1060 кг/м3. В отдельных случаях в осложненных условиях геологического разреза углубление из-под кондуктора начинается на приготовленном малоглинистом буровом растворе. В связи с тем, что в Западной Сибири геологический разрез в верхних интервалах повсеместно представлен глинистыми высококоллоидальными отложениями, а ниже залегающие горизонты также включают мощные пропластки глин и аргиллитов, при углублении скважины из-под кондуктора часть выбуренной глины диспергируется и образует коллоидную фазу бурового раствора. Естественно наработанная таким образом глинистая суспензия не требует дополнительных затрат времени и материалов на его приготовление.

Для получения и стабилизации необходимых параметров бурового раствора естественно наработанная глинистая суспензия обрабатывается химическими реагентами:

- сополимером полиакрилата натрия, выполняющим роль стабилизатора суспензии;

- полиакриламидом (частичное гидролизованным), выполняющим роль флокулянта и загустителя в зависимости от его концентрации;

- смазочной добавкой;

- НТФ для снижения вязкости бурового раствора при гидратации высококоллоидальных глин.
Примерный состав рецептуры, плотностью 1080-1160 кг/м3:

% вес кг/м3

Полиакрилат натрия (аналоги) 0,2 - 0,25 2,0 - 2,5

Полиакриламид (аналоги) 0,1 1,0

НТФ 0,01 - 0,02 0,1 - 0,2

Смазочная добавка 0,25 - 0,3 2,5 - 3,0

Графит 0,25 - 0,3 2,5 - 3,0

Диспергированный шлам активной глины 8,0 - 14,0 80 - 140

Ксантановый биополимер* 0,15 - 0,2 1,5 - 2,0

Вода остальное

Утяжелитель по необходимости

Кольматант по необходимости

Бикарбонат натрия по необходимости

*Ксантановый биополимер вводится в раствор перед вскрытием продуктивного интервала.

Технологические параметры

плотность (р), кг/м3 1080 - 1160

условная вязкость (Т), сек 35 - 40

водоотдача (В), см3/30 мин (стандарт АНИ) 8 - 6

статическое напряжение сдвига (СНС), дПа:

за 10 сек 15 - 40

за 10 мин 22 - 60

водородный показатель (рН) 7 - 8

пластическая вязкость (г|), мПа • с . 8 - 25

динамическое напряжение сдвига (т0), дПа 40 - 80

содержание коллоидной фазы:

об%.............................................................................................. 1,5 - 2,0

кг/м3................................................................................................ 39 - 52

коэффициент трения (Ктр) .......................................................... 0,03 - 0,05

коэффициент трения ()............................................................. 0,16 - 0,18
Сверхтиксотропный глинистый раствор DRILPLEX

Свойства

- Резко нелинейный реологический профиль

- Прекрасное качество очистки ствола от выбуренного шлама

- Высокие тиксотропные свойства

- Легкая очистка от выбуренного шлама

- Тонкая плотная фильтрационная корка

- Хорошее качество первичного вскрытия

- Термостабильность - 150°С

- Легкость разрушения структуры

- Хорошие технико-экономические показатели

- Низкая токсичность.
Область применения

- Бурение рыхлых, слабосцементированных пород

- Бурение зон поглощений

- Фрезерование

- Бурение горизонтальных скважин

- Бурение скважин большого диаметра

- Бурение с гибкой трубой

- Бурение скважин на море при большой глубине воды

- Бурение переходов
Уникальность данного раствора состоит в формировании комплекса между мелкими, плоскими катионно-заряженными кристаллами оксидов металлов (ММО) и бентонитовыми пластинками.

При добавлении кристаллов ММО в бентонитовую суспензию, катионно заряженные кристаллы замещают находящиеся там катионы натрия или другие катионы и образуют прочные связи с анионными позициями на поверхности глинистых частиц

Базисная плоскость глинистой пластинки насыщается мелкими катионными кристаллами настолько прочно, что обычными методами с поверхности глин их удалить почти невозможно.

Если кристаллы требуется удалить с поверхности, необходима скорее химическая реакция (например, с кислотой), а не прямое замещение.

Затем, как результат подобного присоединения, заряд на поверхности становится положительным, а электрическое поле вокруг нового аддукта увеличивается в размерах.

В результате получается полностью новый продукт, в котором бентонитовая пластина оказывается покрытой слоем гидратированных катионно заряженных кристаллов, которые создают очень высокое электрическое поле.




Рис. 14. Катионно заряженные кристаллы


Аддукты бентонита/MMO объединяются в длинные ленточные структуры, которые могут закупоривать поровые пространства диаметром в десятки микрон.

На данную величину влияют такие факторы, как особенности рецептуры, величина репрессии и скорость потока.

В связи с тем, что структура, сформированная на поверхности керна неплотная, «пропускающая», с тем, чтобы не допустить проникновения флюида через «отверстия» в структуре, используется эффективная добавка - регулятор фильтрации.

Единственной добавкой для контроля водоотдачи, совместимой с данной системой, является крахмал, так как анионные материалы, такие как лигносульфонат, лигнит, КМЦ и т.д. резко снижают ДНС и вязкость при низкой скорости сдвига и СНС.

Перед добавлением материалов в систему требуется проведение пилотных испытаний.

Поскольку крахмал подвержен ферментации, рекомендуется добавлять в систему биоцид, а рН поддерживать на уровне 11,0 – 11,5.

Система восприимчива к воздействию твердых частиц, поэтому содержание твердой фазы должно быть <5%.
Состав раствора

Бентонит - 22–30 кг/м3 для растворов на основе пресной воды;


22–34 кг/м3 для растворов с добавлением морской воды

Кальцинированная сода - 2,1 кг/м3 для растворов на основе пресной воды; 3,5 кг/м3 для растворов с содержанием морской воды

Drilplex - 1,7– 3, 4 кг/м3 для растворов на основе пресной воды;
2,3 – 4,0 для растворов с содержанием морской воды

Добавка Flo-Plex 11 – 18 кг/м3

M-I Bar® или CaCO3 добавлять по мере необходимости
Свойства раствора

Плотность 1050 – 1560 кг/м3

Условная вязкость 36 - 55 сек

Пластическая вязкость по графику

ДНС 75 – 300 , дПа

СНС 10 сек 50 - 300 , дПа

СНС 10 мин 50 - 300 , дПа

Водоотдача по требованию

pH 11,0-11,5

Кальций < 100 мг/л

Тв.фаза с низкой плотн. <5%
Назначение реагентов

M-I Bar® или CaCO3 – увеличение плотности.

M-I Gel – регулятор вязкости и водоотдачи.

Каустическая сода – pH и Pf.

DRIPLEX – вязкость, реология.

Flo-Plex – регулятор водоотдачи.

Биоцид – биоразложение.
Приготовление раствора Drilplex Fluids в промысловых условиях

1) Подготовка глинистого раствора (процедура, общая для всех растворов);

2) Воду затворения обработать кальцинированной содой (>0,5-фунт/бар) в независимости от жесткости воды;

3) Добавьте бентонит, (концентрация бентонита в конечном растворе должна составлять 30 фунтов на баррель);

4) Как можно дольше смешивайте воду с бентонитом (в идеале, в течение суток).

Снимите показания вискозиметра Fann 35. Посмотрите на:F600 об/мин > 120 F3 об/мин > 25

Для тщательной отработки технологии приготовления в промысловых условиях, для пилотных тестов использовать раствор после приготовления по п.3.

Пробу подготовленного глинистого раствора смешать с пресной водой до однородного состояния.

Добавить реагент Drilplex, при этом все перемешивающие устройства должны работать на максимальной скорости.

Добавьте кальцинированную соду (0,25-фунт/бар) и продолжите интенсивное перемешивание. (Мгновенного загущения не будет.)

рН доведите до 10,8 ±0,1 добавкой каустической соды и продолжите перемешивание до тех пор, пока загущение не станет очевидным.

После этого добавьте Flo-Plex, регулируя рН, затем - утяжелитель.



Каталог: wp-content -> uploads -> 2013
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №21 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №2 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №6 хаттама
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Тақырыптың өзектілігі
2013 -> «Алаш» либералдық-демократиялық қозғалысы идеологиясының маңызд


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет