- •Антонова е.О., Крылов г.В., Прохоров а.Д., Степанов о.А.
- •Оглавление
- •Глава 1 6
- •Глава 2 22
- •Глава 3 61
- •Глава 4 107
- •Глава 5 141
- •Глава 6 155
- •Глава 7 176
- •Глава 8 182
- •Предисловие
- •Глава 1 краткие сведения из геологии
- •1.1. Гипотезы происхождения нефти
- •1.2. Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах
- •1.3. Состав и свойства нефти
- •1.4. Состав и свойства природного газа
- •1.5. Свойства пластовых вод
- •1.6. Поиск и разведка месторождений нефти и газа
- •1.7. Запасы месторождений
- •Глава 2 Бурение Нефтяных и Газовых Скважин
- •2.1. Классификация скважин
- •2.2. Элементы скважин
- •2.3. Общая схема бурения
- •2.4. Конструкция скважин
- •2.5. Буровые долота
- •2.5.1. Назначение и классификация
- •2.5.2. Долота для сплошного бурения лопастные долота
- •Шарошечные долота
- •Твердосплавные долота
- •2.5.3. Долота для колонкового бурения
- •2.6. Бурильная колонна
- •2.7. Механизмы для вращения долота
- •2.7.1. Роторы
- •2.7.2. Турбобуры
- •2.7.3. Электробуры
- •2.8. Промывка и продувка скважин
- •2.8.1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- •2.8.2. Промывочные жидкости на водной основе
- •2.8.3. Химическая обработка глинистого раствора
- •2.8.4. Приготовление и очистка глинистого раствора
- •2.8.5. Промывочные жидкости на неводной основе
- •2.8.6. Продувка скважин воздухом
- •2.9. Режим бурения
- •2.10. Разобщение пластов и заканчивание скважины
- •2.10.1. Элементы обсадной колонны
- •2.10.2. Условия работы обсадной колонны в скважине
- •2.10.3. Цементирование обсадных колонн
- •2.10.4. Оборудование забоя скважин и перфорация
- •2.10.5. Вызов притока нефти или газа из пласта
- •2.11. Буровые установки
- •Глава 3 добыча нефти и газа
- •3.1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах
- •3.2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- •3.2.1. Водонапорный режим
- •3.2.2. Упругий (упруговодонапорный) режим
- •3.2.3. Газонапорный режим
- •3.2.4. Газовый режим
- •3.2.5. Гравитационный режим
- •3.3. Системы разработки
- •3.4. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- •3.5. Разработка газовых месторождений
- •3.6. Разработка газоконденсатных месторождений
- •3.7. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- •3.8. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •3.9. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •3.9.1. Фонтанная эксплуатация
- •Классификация фонтанной арматуры
- •Регулирование работы фонтанных скважин
- •Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах
- •3.9.2. Газлифтная эксплуатация
- •3.9.3. Насосная эксплуатация
- •3.9.4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- •3.9.5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •3.10. Методы увеличения производительности скважин
- •3.10.1. Кислотные обработки скважин
- •3.10.2. Гидравлический разрыв пласта
- •3.10.3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- •3.10.4. Виброобработка забоев скважин
- •3.10.5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- •3.10.6. Торпедирование скважин
- •3.10.7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- •3.11. Подземный ремонт скважин
- •3.11.1. Текущий ремонт
- •3.11.2. Капитальный ремонт скважин
- •Глава 4 промысловый сбор и подготовка нефти и га3а к транспорту
- •4.1. Системы сбора нефти
- •4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора
- •4.1.2. Высоконапорные герметизированные и автоматизированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [9, 38]
- •4.2. Подготовка нефти к транспорту
- •4.3. Основные способы отделения воды от нефти
- •4.3.1. Механическое обезвоживание нефти
- •4.3.2. Термическое обезвоживание нефти
- •4.3.3. Химическое обезвоживание нефти
- •4.3.4. Фильтрация
- •4.3.5. Теплохимическое деэмульгирование
- •4.3.6. Электрическое обезвоживание
- •4.4. Стабилизация нефти
- •4.5. Системы сбора и подготовки газа
- •4.6. Очистка газа от механических примесей
- •4.7. Методы предупреждения образования гидратов
- •4.8. Сорбционные методы осушки газа
- •4.8.1. Осушка газа абсорбентами
- •4.8.2. Осушка газа адсорбентами
- •4.8.3. Осушка газа молекулярными ситами
- •4.9. Осушка газа охлаждением
- •4.10. Одоризация газа
- •4.11. Очистка природного газа от сернистых соединений и углекислого газа
- •Глава 5 основы трубопроводного транспорта нефти и газа
- •5.1. Классификация трубопроводов
- •5.2. Состав сооружений магистральных трубопроводов
- •5.2.1. Линейные сооружения магистральных трубопроводов
- •5.2.2. Перекачивающие и тепловые станции
- •5.2.3. Конечные пункты магистральных трубопроводов
- •5.3. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных трубопроводов
- •5.3.1. Выбор наиболее выгодного способа транспорта нефтяных грузов
- •5.3.2. Выбор наиболее выгодного способа транспортировки нефти и нефтепродуктов
- •5.3.3. Порядок проектирования магистральных трубопроводов
- •5.3.4. Изыскания трассы и площадок станций
- •5.3.5. Геологические, гидрологические и геофизические изыскания
- •5.3.6. Сбор климатологических и гидрометрических данных
- •5.3.7. Прочие изыскания по энергоснабжению перекачивающих станций
- •Изыскания по водоснабжению и канализации
- •5.3.8. Отвод земель
- •Глава 6 Глава 6 хранение нефти и нефтепродуктов
- •6.1. Классификация, зоны и объекты нефтебаз
- •6.2. Размещение нефтебаз и проводимые на них операции
- •6.3. Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов
- •6.4. Стальные резервуары
- •6.5. Неметаллические резервуары
- •6.6. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов
- •Глава 7 Общие сведения о транспорте газа
- •7.1. Железнодорожный транспорт сжиженных газов
- •7.2. Водный транспорт сжиженных газов
- •7.3. Автомобильный транспорт сжиженных газов
- •7.4. Трубопроводный транспорт сжиженных газов
- •7.5. Трубопроводный транспорт конденсата и широкой фракции легких углеводородов
- •Глава 8 распределение и хранение газов
- •8.1. Газораспределительные станции магистральных газопроводов
- •8.2. Газораспределительные сети
- •8.3. Методы покрытия неравномерностей потребления газа
- •8.4. Хранилища природного газа
- •8.4.1. Газгольдеры
- •8.4.2. Накопление газа в последнем участке магистрального газопровода
- •8.4.3. Подземные хранилища
- •Список литературы
2.8.3. Химическая обработка глинистого раствора
С целью улучшения качеств растворы обрабатываются химическими реагентами. Большинство этих реагентов по характеру их воздействия на растворы можно разделить на две группы: 1) понизители водоотдачи растворов; 2) регуляторы структурно-механических свойств растворов (вязкости, статического напряжения сдвига).
Реагенты-понизители водоотдачи: углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовая барда (ССБ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и т. д.
Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH). В результате реакции между этими веществами образуются натриевые соли гуминовых кислот — гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента.
Избыток каустической соды приводит к расщеплению (пептизации) глинистых частиц. Всегда содержащаяся в глинистом растворе физически связанная вода обволакивает вновь образовавшиеся частицы, что приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, вследствие чего происходит интенсивное утолщение гидратных оболочек. В результате этого способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочным реагентом, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц являются вязкими, но бесструктурными.
Таким образом, при обработке раствора углещелочным реагентом следует внимательно следить за показателями вязкости и статического напряжения сдвига. Уменьшение статического напряжения сдвига ниже 0,1 Па (10 мгс/см2) за 1 мин сигнализирует о необходимости прекращения химической обработки этим реагентом и принятия мер по улучшению свойств раствора. В этих целях вязкость уменьшается путем добавления воды, что приводит к росту водоотдачи, а восстановление структурно-механических свойств осуществляется введением в раствор высококачественного свежеприготовленного глинистого раствора. Вторичная обработка раствора в целях снижения водоотдачи может быть начата после доведения статического напряжения сдвига до значений 0,2-0,3 Па (20-30 мгс/см2) за 1 мин.
Сульфит-спиртовая барда — отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Действие сульфит-спиртовой барды на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно.
Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Карбоксиметилцеллюлоза представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. Первичную обработку раствора обычно проводят 10%-ным, а вторичную — 3 — 4%-ным раствором реагента.
Карбоксиметилцеллюлоза — универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора.
Реагенты-регуляторы структурно-механических свойств растворов: жидкое стекло, поваренная соль, гашеная известь и т. д.
Жидкое стекло позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то добавляют жидкого стекла не более 0,75 % от объема глинистого раствора. При добавлении к глинистому раствору 2,5 — 3 % жидкого стекла можно получить высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с поглощениями промывочной жидкости.
Поваренная соль обеспечивает значительной повышение статического напряжения сдвига растворов, пересыщенных углещелочным реагентом.
Гашеная известь даже при небольших добавках (до 5 %) вызывает резкое повышение вязкости и водоотдачи [9].