Методы снижения и повышения плотности.
В буровой практике возникает необходимость как снижения, так и повышения плотности БПЖ, в основном при вскрытии продуктивных пластов с аномально низким (АНПД) и аномально высоким (АВПД) пластовыми давлениями. Коэффициент аномальности Ка определяется как отношение пластового давления Рпл к гидростатическому давлению столба пресной воды на глубине кровли пласта. Принято считать пластовые давления аномально низкими и аномально высокими при Ка < 0,8 и Ка> 1,2 соответственно. В то же время, в связи с истощением продуктивных пластов, зачастую требуются плотности промывочных жидкостей ρ = 0,8 – 1,0 г/см3 , для чего необходимо иметь доступные средства облегчения промывочных жидкостей до указанных плотностей. Снижение плотности БПЖ в современной технологии строительства нефтегазовых скважин осуществляется тремя методами:
– аэрацией промывочных жидкостей воздухом, азотом, отработанными газами ДВС, природным газом при условии обеспечения взрыво- и пожаробезопасности;
– вводом углеводородных жидкостей пониженной плотности, в частности отходов производств растительных и минеральных масел, нефти и некоторых продуктов ее переработки при условии экологической и пожарной безопасности;
– вводом наполнителей типа полимерных, алюмосиликатных или натрийборосиликатных (стеклянных) микросфер, или генерацией микропузырьков (афронов) в процессе циркуляции раствора. Применение микросфер для получения облегченных БПЖ имеет некоторые особенности. В частности, ввод микросфер в водные промывочные жидкости не позволяет получать значительного снижения их плотности из-за трудностей обеспечения седиментационной устойчивости системы. В то же время применение микросфер является перспективным благодаря их хорошей закупоривающей способности. Различают алюмосиликатные (АСПМ), натрийборосиликатные (НБСМ). Последние отличаются большей прочностью, несколько меньшим размером, однако они более дороги. Преобладающий размер фракций АСПМ от 80 до 350 мкм. Стеклянные микросферы более эффективны для снижения плотности исходного раствора, чем АСПМ, на остальные параметры эти микросферы влияют примерно одинаково. Применение облегченных микросферами промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов в условиях пониженных пластовых давлений на промыслах Западной Сибири позволило увеличить начальные дебиты скважин и коэффициенты удельной продуктивности. Утяжеление промывочных жидкостей вызвано необходимостью создания противодавления на стенки ствола при опасности течения солей, осыпей и обвалов горных пород и, главным образом, при вскрытии пластов с АВПД.
|
|
|
Требования к утяжелителям. Характеристика утяжелителей.
|
|
|
Утяжеление промывочных жидкостей вызвано необходимостью создания противодавления на стенки ствола при опасности течения солей, осыпей и обвалов горных пород и, главным образом, при вскрытии пластов с АВПД. Все средства утяжеления растворов по плотности делят на три группы:
– до 3 г/см3 ;
– от 3,5 до 5 г/см3 ;
– более 6,5 г/см3 .
Чем выше плотность утяжелителя, тем выше его утяжеляющая способность, которую ориентировочно оценивают как плотность утяжелителя, деленная пополам.
К утяжелителям предъявляются следующие требования: 1) максимальная утяжеляющая способность; 2) минимальное содержание примесей (солей, глины); 3) требуемая тонкость помола; 4) минимальная абразивность, обычно оценивается по шкале Мооса; 5) каталитическая и адсорбционная инактивность; 6) немагнитность; 7) минимальная влажность. Требование максимальной утяжеляющей способности (УС) связано с расходом утяжелителя: чем выше УС, тем меньше потребное количество утяжелителя. Ограничения по тонкости помола касаются, прежде всего, крупных частиц, характеризующихся повышенной абразивностью и низкой седиментационной устойчивостью. Каталитическая инактивность означает устойчивость утяжелителя против его разложения в забойных условиях с выделением газообразных агентов, а возможно и токсичных веществ. Требование минимальной абразивности связано с защитой от износа поршневой и клапанных групп буровых насосов, гидравлических забойных двигателей, долот, бурильных и обсадных колонн. Если утяжелитель обладает магнитными свойствами (например, магнетит), возрастает прихватоопасность в скважинах. Минимальная влажность утяжелителя необходима для предупреждения замерзания в зимнее время, слеживания его при транспортировке и хранении.
|
|
|
Барит BaSO4, Гематит Fe2O3, Магнетит Fe3O4, Сидерит FeCO3, Доломит CaMg(CO3)2, Известняк, мел, мергель (60% мела и 40% глины) CaCO3, Галенит PbS, Магбар (смесь 50% магнетита и 50% барита). Известняк, мел, мергель и галенит имеют наиболее низкую абразивность, а железистые утяжелители наиболее абразивны (и увеличивают риски возникновения прихватов). Высокими значениями плотности характеризуются бромиды и формиаты (ФТП, HCOONa, HCOOK, HCOOCs). Бромиды токсичны и коррозионноактивны. Формиаты являются наиболее перспективными, поскольку эти органические соединения нетоксичны, не снижают удельное электрическое сопротивление, проявляют гидрофобизирующие свойства и способствуют улучшению качества вскрытия продуктивных пластов. Однако они пока дороги и дефицитны. Наиболее распространенным утяжелителем БПЖ является баритовый утяжелитель, состоящий из 75,7% BaO и 34,3% SO3. Недостатком баритового утяжелителя является его высокая закупоривающая способность по отношению к порам продуктивного пласта, в отличие от карбонатных утяжелителей, которые при освоении можно растворить технической соляной кислотой. При утяжелении баритом растворов на углеводородной основе его гидрофобизируют, что облегчает очистку пор от частиц утяжелителя при движении нефти из пласта.
|
|
|
Дата добавления: 2020-04-25; просмотров: 1033; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!