Основные сведения по выявлению и устранению неполадок
Основные сведения.
В настоящей главе приводятся таблицы по выявлению и устранению неполадок для следующих буровых жидкостей:
· Пенистые / аэрированные буровые растворы.
· Буровые растворы на нефтяной основе.
· Синтетические вещества.
· Буровые растворы на водной основе.
В нижеприведенных таблицах перечисляются типичные загрязняющие вещества или неполадки, а также указываются признаки наличия данных загрязняющих веществ или неполадок и способы их устранения.
| Буровой раствор на нефтяной основе: загрязняющие вещества | ||
| Загрязняющее вещество | Признаки наличия | Способы устранения |
| Газ, содержащий сероводород и углекислый газ | Уменьшение щелочности | Если это возможно, увеличьте плотность бурового раствора. Добавьте извести. Добавьте поглотитель сероводорода NO-SULF. |
| Соль | Наличие кристаллов соли на вибрационном сите и в буровом растворе. Снижение электрической стабильности бурового раствора. Увеличение содержания хлоридов в водной фазе. | Добавьте воды для растворения соли, затем добавьте INVERMUL NT, EZ MUL NT и известь. Добавьте нового бурового раствора, не содержащего соли. |
| Твердая фаза | Увеличение содержания твердых веществ (по результатам ретортного анализа). Увеличение пластической вязкости. Снижение электрической стабильности бурового раствора. | Уменьшите величину отверстий вибросита. Оптимизируйте использование вибросито-гидроциклонного очистителя бурового раствора / центрифуги. Разбавьте буровой раствор нефтью и поддерживайте его плотность, используя для этого утяжелители. Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. |
| Вода | Снижение веса бурового раствора. Изменение соотношения вода/нефть. Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. Увеличение вязкости по воронке Марша. Снижение электрической стабильности бурового раствора. | Добавьте нефти, EZ MUL NT, INVERMUL NT, DRILTREAT, а также утяжелители. |
|
|
|
| Буровой раствор на нефтяной основе: техническое обслуживание и возможные неполадки | ||
| Неполадки | Признаки наличия | Способы устранения |
| Разрушение эмульсии | Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. Низкая электрическая стабильность бурового раствора. Твердые вещества, смоченные водой. | Добавьте EZ MUL NT, INVERMUL NT, DURATONE HT и известь. |
| Высокие величины предельного напряжения сдвига и предельного статического напряжения сдвига | Избыточное количество органофильных добавок. Нарастание количества твердой фазы. Твердые вещества, смоченные водой. | Добавьте OMC. Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. Разбавьте нефтью. Добавьте эмульгаторов. |
| Неустойчивость ствола скважины | Низкая электрическая стабильность бурового раствора. Частицы глинистого сланца на вибрационом сите. | Увеличьте плотность бурового раствора, используя для этого утяжеляющие агенты. Отрегулируйте соленость водной фазы. Добавьте DURATONE HT для уменьшения фильтрата. Добавьте INVERMUL NT и известь для укрепления эмульсии. |
| Неадекватная очистка / поддержание ствола | Увеличение крутящего момента и сопротивления перемещению. Неадекватные величины предельного статического напряжения сдвига. Остаток в чаше. Незначительное количество бурового шлама на вибросите. Присадочные материалы на спускаемом-поднимаемом инструменте/соединениях. | Добавьте GELTONE II, SUSPENTONE или RM-63. |
| Нерастворимая соль | Низкая электрическая стабильность бурового раствора. Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. | Добавьте воды для обеспечения растворения соли. |
| Поглощение бурового раствора | Полное поглощение бурового раствора. Уменьшение объема бурового раствора в емкости. Снижение циркуляционного давления. | В случаях большого поглощения бурового раствора используйте закупоривающую добавку GELTONE II или закупоривающие материалы с высоким содержанием твердых веществ. При относительно небольшом поглощении бурового раствора добавьте материал для борьбы с поглощением MICATEX, материалы для борьбы с утечками бурового раствора WALL-NUT, BAROFIBRE или карбонат кальция. Примечание: Не добавляйте целлофан или материал для борьбы с поглощением BARO-SEAL. |
| Низкие скорости бурения | Пробуриваемые породы демонстрируют свойство клейкости. Налипание породы на долото. | Увеличивайте соленость с помощью CaCl2. Проверьте программу гидравлики. До выполнения спуско-подъемных операций проведите циркуляцию с возвращением бурового раствора на поверхность. |
| Гидрофильность | Буровой раствор кажется тусклым/зернистым. Крупные хлопья состава BAROID. Агрегация твёрдых частиц. Осаждение в чаше. Пересыщение хлористым кальцием. | Добавьте нефти. Добавьте EZ MUL NT, DRILTREAT и INVERMUL NT. Разбавьте буровой раствор пресным буровым раствором. Отрегулируйте вибрационное сито для удаления агрегированных твердых частиц. Добавьте воды для обеспечения растворимости избыточной соли. |
| Осаждение утяжелителей | Утяжелители осаждаются в чаше вискозиметра. Вес бурового раствора меняется во время циркуляции после спуско-подъемных операций. | Добавьте GELTONE II, SUSPENTONE, X-VIS и RM-63. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| PETROFREE: загрязняющие вещества | ||
| Загрязняющее вещество | Признаки наличия | Способы устранения |
| H2S | Обнаружение H2S | Добавьте поглотитель сероводорода NO-SULF. |
| Соль | Наличие кристаллов соли на вибрационном сите и в буровом растворе. Снижение электрической стабильности бурового раствора. Увеличение содержания хлоридов в водной фазе. | Добавьте воды для растворения соли, затем добавьте EZ MUL NTE. Добавьте нового бурового раствора, не содержащего соли. |
| Твердая фаза | Увеличение содержания твердых веществ (по результатам ретортного анализа). Увеличение пластической вязкости. Снижение электрической стабильности бурового раствора. | Уменьшите величину отверстий вибросита. Оптимизируйте использование вибросито-гидроциклонного очистителя бурового раствора / центрифуги. Разбавьте эфиром. Добавьте утяжелители. Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. |
| Вода | Снижение веса бурового раствора. Изменение соотношения эфир/вода. Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. Увеличение вязкости, определяемой по воронке Марша. Снижение электрической стабильности бурового раствора. | Добавьте эфир, EZ MUL NTE и утяжелители. |
| PETROFREE: техническое обслуживание и возможные неполадки | ||
| Неполадки | Признаки наличия | Способы устранения |
| Разрушение эмульсии | Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. Низкая электрическая стабильность бурового раствора. Твердые вещества, смоченные водой. | Добавьте EZ MUL NTE и DURATONE HT. |
| Высокие величины предельного напряжения сдвига и предельного статического напряжения сдвига | Избыточное количество органофильных добавок. Нарастание количества твердой фазы. Твердые вещества, смоченные водой Низкая величина соотношения “эфир/вода” для веса бурового раствора при температурах свыше 350°F. | Добавьте OMC 42 или OMC 2. Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. Разбавьте эфиром. Добавьте эмульгаторов. |
| Неустойчивость ствола скважины | Низкая электрическая стабильность бурового раствора. Частицы глинистого сланца на вибрационом сите. Высокое поглощение бурового раствора в условиях высоких температур и давления. | Добавьте DURATONE HT для уменьшения фильтрата. Добавьте EZ MUL NTE для укрепления эмульсии. |
| Неадекватная очистка / поддержание ствола | Увеличение крутящего момента и сопротивления перемещению. Неадекватные величины предельного статического напряжения сдвига. Остаток в чаше Незначительное количество бурового шлама на вибросите. Присадочные материалы на спускаемом-поднимаемом инструменте/соединениях. | Добавьте GELTONE II, SUSPENTONE или RM-63. Проверьте величины предельного напряжения сдвига и предельного статического напряжения сдвига при повышенной температуре. Увеличьте вязкость при малой скорости сдвига с помощью X-VIS и GELTONE III. Подумайте об увеличении соотношения эфир/вода. |
| Нерастворимая соль | Низкая электрическая стабильность бурового раствора Вода в фильтрате при высоком давлении и высокой температуре. Увеличение вязкости, определяемой по воронке Марша и количества твердых веществ, смачиваемых водой | Добавьте воды для обеспечения растворения соли. |
| Поглощение бурового раствора | Полное поглощение бурового раствора Уменьшение объема бурового раствора в емкости. Снижение циркуляционного давления. | В случаях большого поглощения бурового раствора используйте закупоривающую добавку GELTONE V или закупоривающие материалы с высоким содержанием твердой фазы. При относительно небольшом поглощении бурового раствора добавьте материал для борьбы с поглощением MICATEX или BARACARB. Примечание: Не добавляйте целлофан, графит или целлюлозные полимеры, снижающие крепость эмульсии. |
| Низкие скорости бурения | Пробуриваемые породы демонстрируют свойство клейкости. Налипание породы на долото. | Увеличивайте соленость с помощью CaCl2. Проверьте программу гидравлики. До выполнения спуско-подъемных операций проведите циркуляцию с возвращением бурового раствора на поверхность. |
| Гидрофильность | Буровой раствор кажется тусклым/зернистым. Крупные хлопья состава BAROID. Осаждение в чаше. | Добавьте эфир. Добавьте EZ MUL NTE и DRILTREAT. Разбавьте буровой раствор пресным буровым раствором. Отрегулируйте вибрационное сито для удаления агрегированных твердых частиц. Добавьте воды для обеспечения растворимости избыточной соли. |
| Осаждение утяжелителей | Утяжелители осаждаются в чаше вискозиметра. Вес бурового раствора меняется во время циркуляции после спуско-подъемных операций. | Добавьте GELTONE II, SUSPENTONE или RM-63. |
| Буровые растворы на водной основе: загрязняющие вещества | ||
| Загрязняющее вещество | Признаки наличия | Способы устранения |
| Цемент | Высокие величины вязкости и предельного статического напряжения сдвига. Увеличение pH, поглощения бурового раствора и фильтрации кальция. | Устраняйте данную неполадку химическим способом с помощью безводной кальцинированной двууглекислой соды. Перейдите к системе, которая будет допускать присутствие цемента для высоких концентраций. |
| Гипс или ангидрит | Гели с высокой вязкостью и высокой температурой вспышки. Увеличение поглощения бурового раствора, фильтрации кальция и сульфата. | Используйте химические реагенты и понизители фильтрации таким образом, чтобы буровой раствор допускал присутствие гипса или ангидрита. Перейдите к системе, которая будет допускать присутствие гипса или ангидрита при бурении пород с высоким содержанием гипса или ангидрита. |
| Соль | Высокие величины вязкости и предельного статического напряжения сдвига. Увеличение содержания хлоридов и солей. Буровой раствор кажется тусклым/зернистым. | Разбавляйте буровой раствор в тех случаях, когда встречаются одни только пропластки угля. Используйте химические реагенты и понизители фильтрации таким образом, чтобы буровой раствор допускал присутствие соли. Преобразуйте буровой раствор в систему, насыщенную солью. |
| Приток минерализованной воды в скважину. | Увеличение объема бурового раствора в емкости. Буровой раствор продолжает течь после отключения насоса. Изменение содержания хлоридов. Увеличение общей жёсткости. Уменьшение pH. | Остановите скважину. Увеличьте вес бурового раствора в соответствии с ведомостью учёта работ по глушению скважины. Отрегулируйте свойства текучести. |
| Твердая фаза. | Увеличение содержания твердых веществ (по результатам ретортного анализа). Увеличение пластической вязкости. Увеличение поглощения бурового раствора (при измерении по методике АНИ, а также в условиях высоких температур и давлений). | Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ.. Разбавляйте буровой раствор базовыми жидкостями. |
Буровые растворы на водной основе: техническое обслуживание и возможные неполадки | ||
| Неполадки | Признаки наличия | Способы устранения |
| Песчаные породы, обладающие абразивными свойствами | Преждевременный выход из строя бурового долота. Чрезмерный износ свабов, седел клапанов и хвостовиков. Чрезмерный износ угловых шарниров оборудования для работы с буровым раствором. | Разбавьте буровой раствор и/или обработайте его химическими реагентами с целью снижения концентрации песка. Для сведения к минимуму содержания песка используйте пескоотделитель. |
| Вовлечение воздуха. Слабый буровой раствор, разжиженный химическими реагентами или водой | Уменьшение веса бурового раствора. Воздушные пузырьки в буровом растворе. | Увеличение пластического давления. Стук в насосах. |
| Бактериальное разложение | Уменьшение веса бурового раствора. Воздушные пузырьки в буровом растворе. Увеличение пластического давления. Стук в насосах. | Разжижайте буровой раствор химическими реагентами или водой. |
| Налипание породы на долото | Уменьшение проходки при бурении. Образование сальников на буровом долоте и колонне. Поршневание при спуско-подъемных операциях. Малый износ буровых долот с образовавшимися на них сальниками. | Для обеспечения чистоты ствола скважины поддерживайте низкие величины вязкости и предельного статического напряжения сдвига. С целью эффективного использования гидравлики работайте на максимально возможной мощности. |
| Коррозия | Наружная и/или внутренняя язвенная коррозия на бурильной трубе. Выход из строя. Небольшие отверстия в бурильной трубе. | Увеличьте pH до значений 11,0 – 11,5. Примечание: в ряде случаев это может быть сделано с помощью извести. Добавьте ингибитор коррозии, совместимый с составом Baroid. |
| Прихват под действием перепада давлений | Частичная или полная циркуляция. Бурильная колонна находится против пористой зоны. Отсутствие мест заклинивания. Большое поглощение буровых растворов с высоким содержанием твердых веществ. Невозможность вращательных или возвратно-поступательных движений бурильной трубы. | Покрывайте бурильную колонну в зоне прихвата составом Baroid для освобождения прихваченной колонны или дизельным топливом с некоторым его количеством, находящимся в трубе для обеспечения движения с 10-минутными интервалами. Пользуйтесь картами растяжения, которые помогут вам определить участок прихватывания. |
| Пенообразование. | Уменьшение веса бурового раствора. Пена на поверхности емкостей бурового раствора. Уменьшение давления нагнетания насоса. Стук в насосах. | Распыляйте на емкости воду или дизельное топливо. Добавьте к буровому раствору противовспенивающую добавку Baroid. Добавьте AQUAGEL к буровым растворам с высоким содержанием соли или твердых частиц. |
| Приток газа. | Минимальное увеличение объема бурового раствора в емкости. Присутствие растворённого газа в буровом растворе. Скважина не дает дебита после остановки насоса. Уменьшение веса бурового раствора в выкидной линии. | Увеличьте вес бурового раствора. |
| Выброс газа. | Увеличение объема бурового раствора в емкости. Скважина дает дебит после остановки насоса. | Остановите скважину. Выполните надлежащие процедуры глушения. |
| Прихваты инструмента, происходящие вследствие образования желобов на стенках скважины. | Возможность вращательных, но невозможность возвратно-поступательных движений бурильной трубы. Частичный или полный выход бурового раствора из скважины. Искривление ствола скважины. | Выполните подъем и устраните желоба на стенках скважины. |
| Увеличение веса давление подаваемого в скважину бурового раствора. | Высокая вязкость. | Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. Добавьте воды для разбавления бурового раствора. |
| Блокирование шарошек. | Заблокированные шарошки или незатянутые подшипники, когда на шарошках имеются зубья. | Обеспечьте оптимальный контроль содержания твердых веществ. Добавьте воды для разбавления бурового раствора. |
| Буровые растворы на водной основе: техническое обслуживание и возможные неполадки | ||
| Неполадки | Признаки наличия | Способы устранения |
| Поглощение бурового раствора | Уменьшение объема бурового раствора в емкости. Поглощение бурового раствора. Полное поглощение бурового раствора. Уменьшение циркуляции. pressures | Добавьте материал для борьбы с поглощением бурового раствора или поставьте предохранительную заглушку. Там, где возможно, уменьшите вес бурового раствора и эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора. Примените цементирование. Уменьшите скорость работы насоса. |
| Механическое прихватывание | Невозможность вращательных или возвратно-поступательных движений бурильной трубы. Уменьшение или отсутствие циркуляции. | Выполните подъем и промывку. В случае наличия пластичных солевых пород используйте воду для растворения соли в точке прихвата трубы. Увеличьте вес бурового раствора после добавления воды. |
| Пластичные солевые породы | Необходимость в расширении солевых участков после выполнения спуско-подъемных операций. Плотные соединения. Прихваченная труба. | Увеличьте вес бурового раствора. |
| Вспучивающиеся сланцевые глины | Чрезмерное количество частиц глинистого сланца на вибрационом сите. Плотные соединения. | Уменьшите поглощение бурового раствора. Если это возможно, увеличьте вес бурового раствора. Преобразуйте буровой раствор в ингибирующую жидкость. Если это возможно, увеличьте вязкость бурового раствора. Примечание: Если проходка идет через бентонитовые сланцы, нет необходимости увеличивать вязкость бурового раствора. Добавьте состав BAROTROL. Уменьшите всплески давления. Уменьшите биение бурильных труб. |
Системы Drill-N
Общие сведения
Буровые растворы DRIL-N Fluids обеспечивают неповреждение продуктивногопласта, превосходную промывку ствола, легкую очистку и при этом являются экономичными.
Эти буровые растворы эффективны применительно к широкому диапазону неполадок, которые могут иметь место при горизонтальном бурении и выполнению работ по капитальному ремонту скважин. Данные системы предназначены для обеспечения минимально возможной скорости фильтрации с целью сведения к минимуму или предотвращению нарушения эксплуатационных характеристик продуктивного пласта.
|
Ключом к предотвращению нарушения эксплуатационных характеристик продуктивного пласта является тампонирование продуктивной зоны. В качестве тампонирующих материалов используемых с буровыми растворами DRIL-N используются карбонат кальция и соль.
При тампонировании продуктивной зоны важен правильный размер частиц. Для эффективного тампонирования необходимо знать диаметр пор пласта. Существует эмпирическая формула, по которой неизвестный диаметр пор в микронах равен квадратному корню из проницаемости в миллидарси.
При исследовании фильтрационных свойств буровых растворов DRIL-N используется керамический диск, с максимально возможным приближением моделирующий размер пор пласта. Эти исследования могут выполняться в полевых условиях с целью обеспечения правильности применения системы буровых растворов DRIL-N.
Baroid располагает семью уникальными системами; каждая из них предназначена для выполнения конкретной работы применительно к конкретному комплексу условий и конкретным целям. В нижеследующей таблице приводится краткое описание каждой из этих систем. Более подробное описание можно найти в разделах, посвященных каждой из данных систем.
| Системы буровых растворов DRIL-N | |
| Система | Описание |
| BARADRIL-N | Система на основе карбоната кальция с частицами нужного размера |
| COREDRIL-N | Система, предназначенная для всех работ по бурению на нефть и бурению с отбором керна |
| MAXDRIL-N | Система на основе смеси силикатов различных металлов |
| SHEARDRIL-N | Модифицированная полимерная система, не содержащая глин |
| SOLUDRIL-N | Система на основе соли с частицами нужного размера |
| QUIKDRIL-N | Система на водной основе, не содержащая твердых частиц |
| СОЛЕВОЙ РАСТВОР DRIL-N | Система на основе высокоплотной модифицированной целлюлозы с низким содержанием твердых частиц |
| ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ / МИНИМИЗАЦИЯ НАРУШЕНИЙ / ХИМИЧЕСКИ АКТИВНЫЕ ПОРОДЫ / ИСТОЩЕННЫЕ ЗОНЫ | |||||
| Системы | Химически активные глинистые сланцы | Истощенные зоны | Бурение скважин с большим углом отклонения | Минимизация нарушений эксплуатационных характеристик продуктивного пласта | Снижение уровня жидкости в скважине |
| BARADRIL-N™ | Лучшая | Наилучшая | Лучшая | Наилучшая | Лучшая |
| COREDRIL-N™ | Наилучшая | Наилучшая | Лучшая | Наилучшая | Лучшая |
| MAXDRIL-N™ | — | Наилучшая | Наилучшая | Хорошая | Хорошая |
| QUIKDRIL-N™ | Лучшая | — | Хорошая | Наилучшая | Наилучшая |
| SHEARDRIL-N™ | Лучшая | — | Хорошая | Наилучшая | Наилучшая |
| SOLUDRIL-N™ | Наилучшая | Наилучшая | Лучшая | Наилучшая | Наилучшая |
| СОЛЕВОЙ РАСТВОР DRIL-N™ | Хорошая | — | — | Хорошая | Хорошая |
Сравнение различных систем
| КОМПАНИЯ | Торговая марка | Тип системы | Утяжеляющий / тампонирующий материал | Размер частиц (микроны) | Диапазон плотности (фунт/ галлон) |
| Baroid | SOLUDRIL-N™ | Насыщенный раствор NaCl, содержащий поперечно связанные крахмал и биополимер, | Соль с частицами нужного размера | 5 - 150 | 10,4 -14,5 |
| BARADRIL-N™ | Система на основе карбоната кальция с частицами нужного размера, | Карбонат кальцияa | 5 - 150 | 8,4 - 14,5 | |
| BRINEDRIL-N™ | Не содержит глинистые вещества и твердые частицы, | Плотность бурового раствора | 11 - 16,5 | ||
| QUIKDRIL-N™ | Полимерная система, не содержащая глинистые вещества и твердые частицы, | Базовый раствор | 8,4 - 12,7 | ||
| SHEARDRIL-N™ | Модифицированная полимерная система, | Базовый раствор | 8,4 - 15,0 | ||
| MAXDRIL-NT | Смесь силикатов металлов, | Карбонат кальция | 5 - 150 | 8,8 - 13,0 | |
| COREDRIL-NT | Система полностью на нефтяной основе / на основе синтетических материалов, | Карбонат кальция | 5 - 150 | 7,5 - 12,0 | |
| TBC Brinadd | Система Thixsal Ultra™ | Насыщенный раствор NaCl, содержащий полимерный ксантан и крахмал, Стабилен до 290 °F, | NaCl с частицами нужного размера | 5-30 | >10 |
| Система Ultra-Carb™ | Раствор солей KCl, NaCl, CaCl2 с полимером и крахмалом, Стабилен до 290 °F, | Карбонат кальцияa 2-3 | 2-30 | 8,5-12,0 | |
| Ultra-PF™ | Биополимерная система на основе раствора формиата калия, Стабильна до 350 °F, | Карбонат кальцияa 2-3 | 2-30 | 12,5-17 | |
| Ну Dens™ | Полимерный ксантан, Стабилен до 275 °F, | Карбонат кальцияa Содержание твердой фазы - <20 частиц на миллиард | 2-30 | 12,5-17 | |
| MI | Flo-Pro™ | Полимерный ксантан, крахмал, | Карбонат кальцияa | ||
| Baker Inteq | PERFFLOW® | Полимерный ксантан, крахмал, | Карбонат кальцияa | <100 | 8,5 - 14,0 |
| AQUA-DRIL® | |||||
| Tetra Technologies | Буровые растворы PAYZONE® | В фильтрационной корке бурового раствора присутствует катализатор разрушения раствора, Активатор этого катализатора разрушения находится в жидкости-носителе гравийной набивки, | Карбонат кальция | 8,4-20,5 | |
| PayZone DF-CC™ | Карбонат кальцияa | ||||
| PayZone DF-SS™ | Соль с частицами нужного размера по крупности |
а Карбонатно-кальциевые утяжеляющие / тампонирующие материалы обычно используются в горизонтальных гравийных набивках благодаря способности жидкости-носителя гравия (чистого солевого раствора) растворять частицы соли, подобранные по размеру, до тех пор, пока жидкость-носитель не насыщается солью. Дополнительное гидростатическое давление, создающееся вследствие насыщения жидкости-носителя, может привести к разрыву пласта, а, следовательно, и к появлению проблем, связанных с поглощением бурового раствора.
Обычное содержание твердой фазы в системе на водной основе составляет 40 фунт/баррель, а в системе на нефтяной основе - 180-190 фунт/баррель.
SOLUDRIL-N™
Буровые растворы SOLUDRIL- N представляют собой системы на основе соли с частицами, подобранными по размеру, и предназначаются для выполнения работ по бурению, заканчиванию и капитальному ремонту горизонтальных и вертикальных скважин. В буровых растворах SOLUDRIL-N используется BARAPLUG (соль с частицами нужного размера) и поперечно сшитый полимер, обеспечивающий возможность великолепного регулирования реологических свойств и фильтрации.
Преимущества:
· Фильтрационная корка бурового раствора легко убирается ненасыщенным раствором хлористого натрия.
· На испытаниях была продемонстрирована отличная обратная проницаемость, свидетельствующая о том, что буровой раствор SOLUDRIL-N намного превосходит обычные системы на водной основе.
· Не допускается попадание твердых веществ и флюидов в продуктивную зону благодаря тому, что тампонирующий агент имеет правильное распределение размеров частиц, обеспечивающее образование тонкой, малопроницаемой фильтрационной корки.
· Улучшенная суспензионность в забойных условиях благодаря достижениям химии полимеров, обеспечившей возможность получения низких величин вязкости при высоких значениях напряжения сдвига.
· Обеспечивается термическая стабильность бурового раствора при температурах до 290°F при использовании специальных составов, позволяющих регулировать реологические свойства в условиях повышенных температур.
Диапазон плотности:
10,4 – 14,5 фунт/галлон.
Температурный диапазон:
до 290 °F.
| Добавляемый компонент | Функция | Типичные концентрации, фунт/баррель (кг/м3) |
| Солевой раствор (насыщенный) | Основной буровой раствор | Насыщение производится на основе используемого солевого раствора |
| N-VIS | Загуститель | 0,25-1 (0,7-3) |
| N-VIS P | Загуститель/Регулирование фильтрации | 1-3 (3-9) |
| N-DRIL HT | Регулирование фильтрации | 5-10 (14-29) |
| BARAPLUG 6-300/20/40/50 | Утяжеляющий / тампонирующий агент | При необходимости |
| BARABUF | Щелочность | 1-3 (3-9) |
Приготовление
Компоненты перечисляются в порядке их добавления.
Буровые растворы SOLUDRIL-N можно готовить в насыщенных солевых растворах хлорида калия, хлорида натрия, хлорида кальция, бромида натрия или бромида кальция.
Все полимеры добавляйте медленно, чтобы не допустить образования так называемых "рыбьих глаз".
Для выполнения требований по плотности и по тампонированию, по мере необходимости, добавляйте BARAPLUG.
Для поддержания уровня щелочности в пределах 8-10 pH добавляйте BARABUF.
| Базовый раствор | Плотность бурового раствора SOLUDRIL-N, фунт/галлон (уд, вес) |
| Хлорид калия | 10,0-12,0 (1,20-1,44) |
| Хлорид натрия | 10,4-12,5 (1,25-1,50) |
| Хлорид кальция | 12,0-13,5 (1,44-1,62) |
| Бромид натрия | 13,0-14,5 (1,56-1,74) |
| Бромид кальция | 15,4-17,0 (1,85-2,04) |
Осторожно! Выбирая буровой раствор, насыщенный солью, знайте его точку кристаллизации.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 524; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!