11-01-2016_19-30-26 / All_BPR

20. Классификация р-ров на углеводородной основе. Безводные РУО. Техника безопасности и пожарная безопасность применения РУО.

Классификация РУО: 1 Безводные РУО

-известково-битумные РУО

-РУО на органобентонитах

-РУО на загущенных нефтях

2 Инвертно-эмульсионные р-ры (Обращённые эмульсии, эмульсии второго рода)

-на основе известково-битумных р-ров

-на основе эмультало

-на основе органо-бентонита

-на основе имидазолинов

Основа (Д. ср.) – нефть , ДТ, отработанные масла, псевдонефти. Безводные РУО:

- ИБР(%)=(45-65)ДТ + (18-20)ВОБ + (16-26)СаО + (4-5)вода + (0,8-15) ПАВ+(0,8-1,2)NaOH

Требования к компонентам ИБР:

Углевод ж-ть – содержание ароматических УВ не более 18% для того, чтобы не растворить асфальтены до истинных размеров; СаО – активность не менее 60%;

Н2О – расчётное кол-во для гашения извести с целью разогрева раствора и растворения битума; ПАВ – для структурообразования;

NaOH – для омыления кислот и образования структуры; ВОБ – высококислые битумы

Тразм=150-1600С

Пенетрация = 5-10.

- Тюменский битумный р-р (%): (66-74)ДТ + (17-20)ВОБ + (0,8- 1,1)Синтетические Жирные Кислоты+(4-4,5)Универ Синтетический Крепитель +(0,8-1,2)Гидрофобиз Кремнеорг Жидкость+(0,3-0,4)NaOH.

Параметры: ρ=0,8-1,2 г/см3; УВ = 200-500 с; Р1/10=20-40/50-150; ПФ30=0-1,0

см3/30мин; содержание воды < 2%.

- РУО на сгущенных нефтях: (67-73)нефть + (2,5-8,8)нафтен Аl + (2024)спирт.

Нетехнологичны и пожароопасны. Техника безопасности при РУО:

1)температура самовоспламенения паров ИЭР должны быть не менее чем на 500 выше температуры р-ра на выходе из скв;

2)Избегать проведения сварочных работ;

3)Для сварочных работ оборудуется сварочный узел в стороне;

4)Обеспечить необходимое заземление;

5)У ротора содерж УВ выше 300 мг/м3 – прекратить работы ;

6)Противопожарные компоненты удваиваются;

7)Водяная линия должна быть под давлением;

8)Дополнительный комплект спецодежды;

9)Горючие материалы хранить не более 50м;

10)Устье скв герметизируется;

11)Линия должна быть опрессована 1,5Рр;

12)Циркуляция должна быть закрытой.

21. Состав, свойства и получение ИЭР

Инвертные эмульсионные растворы обладают всеми основными преимуществами растворов на нефтяной основе, они более дешевы и пожаробезопасны, но всегда существует опасность обращения фаз. Если происходит обращение фаз, дисперсионной средой становится вода и преимущества растворов на углеводородной основе теряются. Основными дестабилизирующими факторами ИЭР в буровой технологии являются повышенная температура, поступление в раствор избытка воды и гидрофильных материалов, в частности, гидрофильных глин из разбуриваемых пород.

Состав ИЭР: УВ жидкость (ДТ, масло, нефть), эмульгатор (эмультал), стабилизатор (СМАД-1м), вода, СаСl2.

Эмульсии 1 рода (гидрофильные эмульсии типа масло в воде, здесь масло (какая-либо УВ ж-ть ) в виде капелек распределено в воде).

Эмульсии 2 рода (гидрофобные эмульсии типа вода в масле).

Обычно эмульгаторами эмульсий служат соединения с дифильной структурой молекул при определенном соотношении гидрофильной и гидрофобной частей. В качестве эмульгаторов для эмульсий1 рода применяются химические реагенты КМЦ, крахмал, ПАВ типа алкиларилсульфатов, сложных и простых эфиров, гидрофильная глина и др., для эмульсий 2 рода – мыла жирных кислот, полиамины, амиды и их смеси, ГКЖ, эмультал, ИКБ-2, МАС-200, сажа и др. Указанные эмульгаторы обладают и стабилизирующими свойствами. Хорошие результаты по стабилизации ИЭР дает применение органофильных, набухающих в дисперсионной среде, глин.

Технология приготовления ИЭР заключается в следующем. На первом этапе готовится углеводородная часть эмульсии, т.е. основа дисперсионной среды с добавками эмульгатора и стабилизатора. Для перемешивания используется обычное буровое оборудование – гидравлические или механические мешалки. На первом этапе в углеводородную смесь вводится порционно техническая пресная или минерализованная вода. Полученная система перемешивается до устойчивых показаний качества ИЭР по электростабильности, измеряемой обычно на приборе ИГЭР-1.

22. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ БПР ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Задача контроля — получение объективной информации о свойствах бурового раствора, позволяющей своевременно обнаружить их отклонение от проектных значений и принять соответствующие меры по восстановлению качества раствора. Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что в определенное время из системы циркуляции отбирают заданное количество проб и выполняют измерения с помощью приборов и устройств. По результатам измерений находят средние значения параметров и в зависимости от положения этих значений относительно заданных границ принимают решение об их регулировании.

Параметры бурового раствора, подлежащие контролю, можно разделить на три группы. К первой относятся параметры, контроль которых обязателен для всех скважин: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки, концентрация водородных ионов, концентрация твердых примесей. Для контроля параметров первой группы предназначен серийно выпускаемый комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1, включающий рычажные весы ВЛР-2, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1, отстойник ОМ-2, вискозиметр ВСН-3, термометр ТБР-1 и набор индикаторной бумаги, реагентов и посуды для химических анализов.

В случае использования специальных буровых растворов (хлоркальциевых, известковых, гипсовых, калиевых, соленасыщенных, эмульсионных) надо контролировать также химический состав и рН фильтрата, содержание нефти, напряжение пробоя (для эмульсионных растворов), концентрацию твердой фазы (общую и глинистую). Для определения содержания твердой фазы и нефти в буровых растворах предназначено устройство ТФН-1, для измерения напряжения пробоя — ИГЭР-1.

Ко второй группе относятся специальные параметры, контроль которых обязателен для скважин с осложнениями геологическими условиями (высокая минерализация напорных пластовых вод, поглощения, газо-, нефте- и водопроявления и др.). Эта группа параметров включает: показатель фильтрации при повышенных температурах, содержание газа, предельное динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость, степень минерализации, содержание ионов кальция, магния, натрия, хлора, калия, сульфита, содержание и состав твердой фазы, нефти, напряжение пробоя (для эмульсионных растворов).

Для контроля параметров буровых растворов первой и второй групп серийно выпущена самоходная контрольная лаборатория СКЛ-1, включающая комплект лаборанта КЛР-1, испытатель ИГЭР-1, установку ТФН-1, фильтрпресс УИВ-2 (ФП-200).

К третьей группе относятся факультативные параметры, дающие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Эта группа

включает: динамическое напряжение сдвига и пластическую вязкость при повышенной температуре, статическое напряжение сдвига при повышенной температуре, смазочную способность и напряжение сдвига фильтрационной корки.

Для контроля всех упомянутых показателей буровых растворов предназначена стационарная лаборатория «Раствор-1», включающая комплект лаборанта КЛР- 1, ротационный вискозиметр ВСН-2М, фильтр-пресс УИВ-2 (ФП-200), рН-метр, установки для определения: смазочной способности бурового раствора СР-1, напряжения сдвига фильтрационной корки НК-1, концентрации твердой фазы и нефти ТФН-1, а также для термообработки бурового раствора УТ-1, испытатель гидрофобных эмульсионных растворов ИГЭР-1.

По технологическому принципу свойства бурового раствора можно разделить на пять групп: 1) физико-механические; 2) показатели фильтрации и стабильности; 3) фрикционные; 4) показатели загрязнения; 5) компонентный и химический составы. К физико-механическим относятся плотность, статическое и динамическое напряжение сдвига, условная, пластическая и эффективная вязкость. Показатели фильтрации и стабильности включают в себя собственно показатель фильтрации, толщину фильтрационной корки, показатель стабильности, суточный отстой, напряжение электропробоя. Фрикционные свойства — это смазочная способность раствора и напряжение сдвига фильтрационной корки. Показатели загрязнения раствора — твердые примеси, пластовые флюиды. Под компонентным и химическим составом понимают содержание ингредиентов (глины, воды, утяжелителя, смазывающих веществ, химических реагентов и др.), а также различных ионов солей, общую минерализацию и т. д.

23. Гидростатические, гидродинамические и физико – механические функции БПР.

1.Гидростатические: - создание противодавления;

-удержание шлама во взвешенном состоянии;

Для выполнения этой функции раствор должен обладать тиксотропными свойствами, т.е. способностью загустевать при прекращении прокачивания, образуя структуру, а при механическом воздействии вновь приобретать хорошую подвижность и прокачиваемость. Для оценки тиксотропных свойств БР измеряют предельное СНС, характеризующее усилие, необходимое для того, чтобы разрушить структуру находящегося в покое БР;

-облегчение веса колонны ( F=mg );

-управление гидравлической связью « скважина –

пласт» Pгс=ρgh>Pпл (необходимо для предупреждения ГНВП и поглощений БР; 2. Гидродинамические: - передача энергии гидравлическим забойным двигателям;

БР, подаваемый через трубы на лопатки турбобура, приводит во вращение вал, который в свою очередь вращает долото. При движении БР внутри труб, долота и турбобура возникают местные гидравлические сопротивления, которые снижают эффективность работы турбобура. Снизить гидравлические сопротивления можно применением маловязких БР. Наименьшие гидравлические сопротивления возникают при буреии с промывкой забоя водой;

- очистка забоя, вынос шлама. Выполнение этого условия зависит от качества и количества БР. Чем больше БР поступает в скважину в единицу времени, тем лучше и своевременнее очищается забой скважины, тем эффективнее работает долото при разрушении горных пород и тем выше механическая скорость бурения. Маловязкий раствор эффективней очищает забой от шлама, чем высоковязкий;

-охлаждение долот, опор ГЗД. Поток БР, соприкасаясь

срабочими поверхностями долота, охлаждает их способствуя созданию нормальных условий работы долота и повышая его стойкость. В охлаждении нуждаются также трущиеся поверхности турбобура;

-управляемая кольматация;

-улучшение разрушения г.п.;

3.Физико – механические: - борьба с неустойчивостью ( обвалы, осыпи);

-предупреждение прихватов;

-улучшение буримости пород (эффект Ребиндера );

-ингибирование коррозии, пассивация Ме;

-повышение долговечности инструмента.

24. Факторы агрегативной и седиментационной устойчивости дисперсных систем.

I. Факторы агрегативной устойчивости : ( по отношению к агрегации дисперсной системы (ДС) могут устойчивы термодинамически и кинетически; термодинамически устойчивые ДС образуются в результате самопроизвольного диспергирования одной из фаз; кинетически устойчивые ДС не могут быть получены таким образом, они устойчивы в течении определенного времени, иногда очень продолжительного).

1.Электростатический фактор – заключается в уменьшении межфазного натяжения вследствие возникновения ДЭС на поверхности частиц в соответствии с уравнением Липпмана. Появление электрического потенциала на межфазной поверхности электрической диссоциацией или адсорбцией электролитов.

2.Адсорбционно – сольватный фактор – состоит в уменьшении межфазного натяжения при взаимодействии частиц дисперсной фазы со средой ( размещение частиц на поверхности );

3.Энтропийный фактор – является дополнением к двум факторам и действует в ультрамикрогетерогенных системах, для дисперсной фазы которых характерно броуновское движение.

4.Структурно – механический фактор - является кинетическим, заключается в том, что на поверхности частиц имеется пленка, обладающая упругостью и механической прочностью, разрушение которой требует определенной энергии и времени. В этом смысле сюда можно отнести и первых два фактора, способствующие образованию упругих поверхностных слоев.

5.Гидродинамический фактор – снижает скорость коагуляции благодаря изменению вязкой среды и плотности дисперсной азы и дисперсной среды.

6.Смешанные факторы – наиболее характерны для реальных систем.

II. Факторы седиментационной устойчивости:

Седиментационная устойчивость – характеризует способность ДС сохранять равномерное распределение частиц дисперсной фазы по объему ДС, или ее устоичивость разделению фаз.

Fгр=mg=vρg;

Fа=m0g=vρ0g;

Fтр=vосφ, где φ- коэффициент трения;

25. Характеристика хим. реагентов специального назначения.

К группе реагентов специального назначения относятся: реагенты, связывающие ионы кальция; реагенты, поставляющие в раствор ионы калия, кальция; регуляторы щелочности: пеногасители; реагенты, повышающие термостойкость растворов; реагенты, нейтрализующие сероводород; флокулянты, бактерициды и др.

Реагенты., связывающие ионы кальция, для перевода кальциевых глин в натриевые, перед обработкой буровых растворов, содержащих кальций в растворенном виде, реагентами-стабилизаторами типа УЩР и гипана.

Кальцинированная сода - основной реагент для связывания ионов кальция. Это мелкокристаллический порошок белого цвета, медленно растворимый в воде, применяется чаще в виде 4-5%-ного водного раствора. При взаимодействии соды с солями кальция образуется нерастворимый и воде углекислый кальций, практически не ухудшающий качество раствора.

Из фосфатов для связывания ионов кальция наиболее широки используются полифосфаты — триполифосфат (ГПФН) и гексаметафосфат натрия (ТМФН).

Реагенты, поставляющие в раствор ионы кальция и калия, — это хлористый калий, гидроокись кальция (гашеная известь), хлористый кальций и гипс и др. Растворы, содержащие кальций или калий в растворенном виде или в обменном комплексе глин, менее чувствительны к коагулирующему действию солей пластовых вод, способствуют уменьшению обвалов слабосвязанных глинистых пород приствольной области скважин. Регуляторы щелочности добавляют в раствор, чтобы он имел определенную щелочность (обычно рН=9-11). Это необходимо для эффективного действия большинства химических реагентов-стабилизаторов на технологические свойства раствора. С этой целью используется обработка раствора едким натром, едким калием.Для снижения щелочности применяют бурый уголь или ССБ.

Реагенты-пеногасители вводят в раствор, когда недопустимо ценообразование. При химической обработке растворов или поступлении из пластов флюидов (газа, нефти, минерализованной воды) нередко происходит вспенивание растворов. В результате снижается подача буровых насосов. В качестве пеногасителей применяют сивушное масло, синтетические высшие жирные спирты, соапсток, полиметилсилоксановые жидкости, животный технический жир, резиновую или полиэтиленовую крошки. Уменьшению пенообразования способствуют и смазочные добавки—смесь гудронов, окисленный петролатум, оксоли.

Реагенты, повышающие термостойкость растворов,—хроматы и бихроматы щелочных металлов, фенолы эстонских сланцев, жидкое стекло. Хроматы и бихроматы используются в виде 10% раствора для повышения термостойкости глинистых растворов, обработанных УЩР, ССБ, КССБ и реагентами на основе акриловых полимеров.

Фенолы эстонских сланцев (ФЭС), как и жидкое стекло, предназначены для повышения термостойкости широко распространенного реагента стабилизатора КМЦ.

Реагенты, нейтрализующие сероводород,— медный или железный купорос,

хлорное железо, каустическая сода, оксоли, САБ-1, ВНИИТБ-1. Наиболее распространенным методом нейтрализации сероводорода является химический метод, т. е. введение в буровой раствор перечисленных выше реагентов.

Реагенты флокулянты применяют для удаления из раствора излишней твердой фазы по мере разбуривания горных пород и перехода мельчайших частиц в буровой раствор концентрация дисперсной фазы в нем растет, что вызывает ряд отрицательных последствий: раствор загустевает, ухудшаются его прокачиваемость, теплофизические, противоизносные свойства, буримость горных пород. Наряду с использованием механических средств очистки в раствор вводя г реагенты флокулянты, избирательно гидрофобизирующие и флокулирующие частицы шлама, удаление которых из раствора в очистных устройствах значительно облегчается. Флокулирующим действием обладают полиакрилаты, гидрофобизирующие кремнийорганические жидкости (ГКЖ-10, ГКЖ-11) и др.

Бактерициды – хлорная известь, формалин, крезол, фенолы и их производные, катиопин и др. – предназначены для повышения ферментативной устойчивости гентов типа крахмалов. Подобные реагенты под воздействием бактерий разлагаются, теряют функциональные свойства.