Удержание твердой фазы во взвешенном состоянии
Определение: Способность жидкости удерживать частицы.
Способность солевого раствора удерживать частицы напрямую связана с разностью плотностей между жидкостью и частицей.
рН
Определение: рН раствора - это термодинамическая величина, равная отрицательному логарифму активности ионов водорода, Н+, в водном растворе.
рН = - log [H+]
Температура кристаллизации
Определение: Температура, при которой будут формироваться кристаллы соли и выпадать из раствора. Существует четыре (4) точки измерения:
- FCTA: Появление первого кристалла
- ТСТ: Истинная температура кристаллизации
- LCTD: Растворение последнего кристалла
- РСТ: Точка кристаллизации под давлением
Выпадение солей может вызвать ряд проблем. Каждый солевой раствор выбирается и смешивается под требуемый диапазон температур, который ожидается на буровой. В качестве стандарта, Американский нефтяной институт (АНИ) использует истинную температуру кристаллизации (ТСТ).
РСТ стали уделять больше внимания в связи с развитием глубоководного бурения и заканчивания. Солевые растворы показывают повышенную точку кристаллизации, когда находятся под высокими давлениями и низкими температурами окружающей среды, которые имеют место в глубоководных водоотделяющих колоннах и колонных головках. Это условие осложняется давлением, которое прилагается в время опрессовки ПВО и скважины.
Точка гидрата
|
|
|
Определение гидрата: Образование кристаллической решетки льда, инкапсулирующего газ (обычно углеводородный), которая называется клатратом. Степень сжатия 160:1 относительно площади поверхности.
При глубоководном бурении имеют место низкие температуры окружающей среды у оборудования устья скважины и у водоотделяющей колонны. Солевые растворы должны готовиться с учетом этих температурных условий и иметь сбалансированный состав для подавления образования гидратов. Компания Бароид предоставляет услуги по программному моделированию и лабораторным анализам для ТСТ и предупреждения гидратообразования.
Примечание: Температура, давление и состав оказывают влияние как на ТСЕ, так и на точку гидрата.
Измерение прозрачности
Степень загрязнения (твердыми частицами) солевого раствора измеряется тремя методами:
- TSS Полная твердая фаза во взвеси
- РРМcnt Частиц на миллион измеренных центрифугой и градуированным контейнером
- NTU Нефелометрические единицы мутности, измеряемые оптическим датчиком
Тест на TSS требует использования чувствительного лабораторного оборудования и печи высокой температуры для обработки и, как правило, его проведение не возможно в полевых условиях.
|
|
|
Измеряемое с помощью центрифуги РРМ применяется как стандартный метод; прибор дает относительную величину загрязнения твердыми частицами для низких концентраций < 500 ppm.
Выбор и применение жидкости заканчивания
Когда определяют, будет ли применение жидкости эффективным при планируемой работе по заканчиванию или капитальному ремонту, рассматривают следующие факторы:
· Плотность (с поправками на температуру и давление)
· Точка кристаллизации на поверхности
· Точка кристаллизации у дна моря
· Точка гидратов
· Совместимость солевого раствора с пластовой водой
· Потенциал образования эмульсии солевой раствор/сырая нефть
· Совместимость солевого раствора с пластовыми минералами
· Другие химические совместимости технологического процесса
Плотность
Плотность солевого раствора зависит от температуры и давления. По мере увеличения температуры солевого раствора его плотность падает. При увеличении давления, воздействующего на солевой раствор, его плотность повышается.
Для определения истинной плотности столба солевого раствора в скважине необходимо провести три части расчетов.
· Коэффициент температурного расширения
|
|
|
· Коэффициент сжатия под давлением
· Скорректированная плотность столба у конечной глубины по вертикали (TVD).
Скважины при глубоководном бурении требуют, чтобы эти расчеты были проведены дважды.
- Скорректированная плотность столба в водоотделяющей колонне (обратная зависимость от градиента температуры)
- Скорректированная плотность столба в скважине ниже дна моря (от дна моря до конечной глубины по вертикали (TVD).
Расчеты для глубоководных скважин должны учитывать температурный градиент от теплого до холодного в водоотделяющей колонне, затем объединить эту величину с обычными расчетами для температурного градиента от холодного до теплого в стволе скважины.
- Рассчитать среднюю температуру в скважине
Где,
ВНТ = Температура на забое
ST = Температура на поверхности (обычно 70оF)
АТ = Средняя температура в скважине
- Рассчитать среднее увеличение температур свыше температуры стандартного измерения АНИ.
AT – ST = ATI
Где,
АТ = Средняя температура в скважине
АТI = Среднее увеличение температуры
ST = Температура на поверхности (обычно 70оF)
- Рассчитать потерю плотности от температуры
ATI x Cft = DL
Где
АТI = Среднее увеличение температуры
|
|
|
Cft = Корректирующий коэффициент из таблицы 1
DL = Потеря плотности
| Таблица 1 Корректирующие температурные коэффициенты | |
| Тип солевого раствора | |
| NaCl или КCl | 0,0024 |
| CaCl2 | 0,0027 |
| NaBr или NaBr/NaCl | 0,0033 |
| CaBr2 или CaBr2/СaCl2 | 0,0033 |
| ZnBr2/CaBr2/CaCl2 (<17.5 фунт/галлон) | 0,0036 |
| ZnBr2/CaBr2/CaCl2 (>17.5 фунт/галлон) | 0,0048 |
- Рассчитать среднее гидростатическое давление
 |
Где,
SD = Поверхностная плотность при 70оF
DL = Потеря плотности
TVD = Глубина скважины по вертикали
AH = Среднее гидростатическое давление
0,052 = Постоянная гидростатического давления, фунт/кв. дюйм, полученная из следующей формулы:
- Рассчитать прирост плотности от давления
AН x Cfр = DG
Где,
АН = Среднее гидростатическое давление
Cfр = Корректирующий коэффициент из таблицы 2
DG = Прирост плотности
| Таблица 2 Корректирующие коэффициенты давления | |
| Тип солевого раствора | |
| NaCl или КCl | 0,000019 |
| CaCl2 | 0,000017 |
| NaBr или NaBr/NaCl | 0,000021 |
| CaBr2 или CaBr2/СaCl2 | 0,000023 |
| ZnBr2/CaBr2/CaCl2 (<17.5 фунт/галлон) | 0,000024 |
| ZnBr2/CaBr2/CaCl2 (>17.5 фунт/галлон) | 0,000031 |
- Рассчитать среднюю плотность в стволе скважины
SD – DL + DG = AD
Где
AD = Средняя плотность в скважине
SD = Поверхностная плотность при 70 °F
DL = Потеря плотности
DG = Прирост плотности
ПРИМЕР
- Рассчитать среднюю температуру в скважине
(ВНТ + ST) = AT
2
(230 + 70) = AT
2
150 = АТ (средняя температура в скважине)
- Рассчитать среднее увеличение температуры свыше температуры стандартного измерения АНИ.
AT – 70 = ATI
150 – 70 = ATI
80 = ATI (Среднее увеличение температуры)
- Рассчитать потерю плотности от температуры
ATI x Cft = DL
80 x 0.0033 = DL
0.264 = DL (потеря плотности)
- Рассчитать среднее гидростатическое давление
(SD – DL) x TVD * 0.05194 = AH
0.264 = DL (потеря плотности)
- Рассчитать прирост плотности от давления
AН x Cfр = DG
3311 x 0.000022 = DG
0.073 = DG (прирост плотности)
- Рассчитать среднюю плотность в стволе скважины
SD – DL + DG = AD
13.00 – 0.264 + 0.073 = AD
12.81 = AD (Средняя плотность в скважине)
| Где ВНТ = Температура на забое ST = Температура на поверхности AT = Средняя температура скважины ATI = Среднее увеличение температуры Cft = Корректирующий коэффициент (см. Табл.1) SD = Поверхностная плотность при 70 °F DL = Потеря плотности АН = Среднее гидростатическое давление Cfр = Корректирующий коэффициент (см. Табл. 2) DG = Прирост плотности АD = Средняя плотность в скважине |
Примечания:
· По договоренности для отчетности о температуре для солевых растворов используется стандартная температура АНИ 70 °F. Действительная плотность при температуре конвертируется в стандартную для отчетов и в коммерческих целях.
· В ситуации динамической циркуляции температура жидкости на поверхности, на забое, а так же средняя температура столба постоянно меняются.
· Вначале имеет место эффект охлаждения на среднюю температуру столба, и вытекающее из этого увеличение средней плотности в столбе
· В периоды продолжительной циркуляции, в обычных скважинах наблюдается
увеличение средней температуры столба по увеличению температуры выходящего раствора. При этом постепенно снижается средняя плотность столба раствора.
· Расчеты плотности для определенного момента времени всегда проводятся с использованием реальной плотности при температуре на поверхности; статическая забойная температура всегда берется за основу. В большинстве случаев величины динамической забойной температуры не требуются; можно предположить, что динамическая забойная температура на несколько градусов ниже, чем статическая. Поэтому, расчеты для плотности столба несут в себе фактор безопасности на несколько psi.
· Сложный набор переменных, таких как коэффициент термического расширения солевого раствора, температурный градиент ствола скважины и поверхностные температуры, будут определять скорость, с которой столб солевого раствора достигнет термической стабильности.
· Глубоководные скважины имеют постоянную температуру у морского дна, которая 32 °F
· Для таких условий расчеты плотности проводятся для двух столбов жидкости. Часть для водоотделяющей колонны рассчитывается противоположно (от теплого к холодному), а скважина рассчитывается традиционно (от холодного к теплому). Составная средняя плотность используется для расчетов давления, передающегося на пласт.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 362; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!