Химические реагенты и обработка бурового раствора

ПБМВ – глинопорошок бентонитовый модифицированный марки В. Натриевый монтмориллонит. Модифицируется кальцинированной содой и полимерами. Основная функция – структурообразовательная. Дополнительная функция – увеличение вязкости, контроль фильтрации. Для приготовления глинистого раствора, необходимо предварительно прогидратировать расчётное количество глинопорошка в технической воде (без добавления химреагентов) в течение не менее 4 часов. Удельный вес ПБМВ 1 сорта - 2,6 г/см3.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600, КМЦ-700 и КМЦ-800. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%, хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Основное назначение КМЦ – снижение показателя фильтрации буровых растворов на водной основе, при этом повышается вязкость и структурные характеристики пресных растворов, а в растворах, минерализованных NaCl, наблюдается стабилизационное разжижение. КМЦ неустойчив к действию поливалентных катионов металлов, особенно Mg++. Термоокислительная деструкция полимера начинается при t=130°С, а использование ее в сочетании с модифицированными лигносульфонатами или специальными антиоксидантами позволяет повысить температурный предел применения КМЦ

до 180оС, а совместно с ГКЖ – до 180-200оС (для пресных растворов).

Кальцинированная сода (Na2CO3) – мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см3 с содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе (основное назначение), а также для снижения жесткости воды, для регулирования рН бурового раствора. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%). Для обработки бурового раствора применяется в виде водных растворов 5-10%-ой концентрации.

Для приготовления водного раствора Na2CO3 используется глиномешалка, гидромешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м3 технической воды, причем первоначально набирается 2/3 требуемого объема воды, затем постепенно вводится Na2CO3 за время 15 доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

Выпускается мел молотый марок ММС

Графит ГЛ-1 Представляет собой мелкокристаллический темно-серебристый порошок, маслянистый на ощупь. Применяется как профилактическая смазочная добавка к буровому раствору. Ввод графита в буровой раствор производится через гидромешалку (глиномешалку).

Наиболее эффективен в сочетании с другими смазочными добавками (на жировой основе).

Лубриол представляет собой высокоэффективную, экологически чистую, специально разработанную для использования в условиях высоких давлений смазывающую добавку к буровым растворам на основе натуральных масел с добавлением функциональных добавок. Реагент может использоваться во всех типах буровых растворов на водной основе.. Поставляется в металлических бочках по 200 кг. Лубриол используется, главным образом, в сильно отклоненных от вертикали скважинах с высоким давлением для уменьшения моментных нагрузок на бурильную колонну и сопротивления срезающему усилию. Он также уменьшает вероятность прихвата за счет перепада давления. Лубриол может использоваться в качестве заменителя дизельного топлива, загрязняющего окружающую среду, и дает буровой раствор со значительно улучшенными показателями смазывающей способности.

Пеногаситель Пента-465 (ТУ 2257-001-40245042-98) -применяется в качестве пеногасящей или предупреждающей пенообразование добавки в буровые и тампонажные растворы, буферные и другие технологические жидкости в нефтегазодобывающей промышленности. Многокомпонентный композиционный силиконовый пеногаситель Пента-465 представляет собой вязкотекучую жидкость желтоватого-серого цвета, которая смешивается с водой в любых соотношениях. Пеногаситель Пента-465 особенно эффективен в пресных, минерализованных глинистых буровых растворов, в т.ч. утяжеленных баритом; в лингосульфонатном буровом растворе и буровом растворе с карбоксиметилцеллюлозой, а также в безглинистом полимер-эмульсионном растворе. Помимо своего основного предназначения Пента-465 снижает липкость фильтрационной корки.

Бикарбонат натрия NaHCO3 (сода) представляет собой белый кристаллический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода.Бикарбонат натрия NaHCO3 представляет собой белый кристаллический порошок, растворимый в воде. При взаимодействии с кислотами и при нагревании он разлагается с выделением двуокиси углерода.

Гаммаксан – биополимер, применяется как структурообразователь в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивает им псевдопластические свойства, уменьшает радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускается в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л. Вязкость водного раствора биополимера зависит от марки (Гаммаксан, Гаммаксан MV; Гаммаксан HV, Гаммаксан F), легко диспергируется в холодной воде.

Мраморная крошка – представляет собой фракционный порошкообразный карбонат кальция плотностью порядка 2,7 г/см3, производится из мрамора, отличается высокой стойкостью к механическому разрушению. Применяется для кольматации приствольной части продуктивного горизонта и утяжеления буровых растворов при первичном и вторичном вскрытии продуктивного пласта, заканчивании и подземном ремонте скважин. Рекомендуется, в частности для утяжеления биополимерных растворов, инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР-ДФ). Выпускается мрамор молотый согласно ТУ 5716-005-49119346-01 марок М-1, М-2, М-3 (фракции 40 мкм, 60 мкм и 100 мкм соответственно), а также порошок микронизированный мраморный по ТУ 5716-006-49119346-01, марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 (фракции 15-20 мкм, 15-20 мкм, 10 мкм 5 мкм соответственно). Массовая доля остатка на сетке (N 0045) не более 2%, 1%, 0,5% и 0,1% для марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 соответственно, массовая доля воды и летучих веществ не более 0,5%, массовая доля растворимых в воде веществ не более 0,3-0,4 %, массовая доля карбоната кальция не менее 97%.

УМС – универсальный мраморный состав, выпускается в виде порошка, мраморный муки, массовая доля CaCO3 не менее 98,5% водорастворимых солей не более 0,3%, влаги не более 0,5%, рН водной суспензии 8-9.

ККУ – карбонатный кольматант – утяжелитель, выпускается нескольких марок. Мраморная крошка производится из мрамора, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется, в отличии от других форм карбоната кальция, и не приводит к увеличению вязкости буровых растворов. Растворяется в соляной кислоте, содержание оксида, нерастворимого в HCl – до 0,2%.

Выпускается мраморная крошка и других торговых марок (ИККАРБ и др.), поставляются импортные продукты – Lo-Wate, Baracarb и др.

Полеметилсилоксановая жидкость (ПМС-200) – применяется в качестве пеногасителя в виде эмульсии плотностью 1120-1160 кг/м³следующего состава (в мас.ч.): ПМС-200 -1, мыло натриевое 0,3-0,5, глинистая суспензия -110-115, вода -10-15. Поставляется в металических бочках.

Бактерицид ЛПЭ-32 – жидкость от желтовато-оранжевого до бордового цвета, неограниченно растворимая в воде. Получают бактерициды типа ЛПЭ взаимодействием гексаметилентетраамина с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов С3-С4, рН=6-8, температура застывания не более –25°С. Обеспечивает полное подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий, подавляет анаэробные бактерии, сине-зеленые водоросли и микроскопические грибы в нефтепромысловых водах, применяется также для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве добавки к нефтевытесняющим агентам (ПАВ, полимеры и композиции на их основе), как компонент бурового раствора для предотвращения биодеструкции компонентов раствора, обладает сероводородо-нейтрализирующей способностью.

Хлорид калия (KCl) – представляет собой мелкокристаллический светлый порошок с плотность 1,98 г/см³в соответствии с ГОСТ 4568-95 и ТУ 2152-018-00203944-95 и применяется в качестве основного носителя иона K+ в калиевых буровых растворах с 1963 г (США) при добавке от 3 до 20% в зависимости от типа глинистых пород. Механизм повышения устойчивости глин заключается в том, что KCl при темпиратуре до 450 с проявляет отрицательную гидротацию, предупреждая набухание глин и повышая подвижность молекул воды, увеличивая тем самым проникающую способность малого размера иона K+, который связывает элементарные частицы монтморилонита между собой, предотвращая их гидротацию. Хлорид калия выпускает АО «Уральский», г. Соликамск, Пермская область.

Марганца двуокись (MnO2) – природная двуокись марганца. Тонкомолотый сухой порошок или гранулы размером 1-3 мм, черного цвета с металлическим оттенком. Молекулярная масса 86,94. Плотность относительно воды 5,0. Способствует нейтрализации сернистых соединений. ТУ 38.103429-83.

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002 г., Госгортехнадзора России).

Раствор после окончания бурения под кондуктор собирается в емкости и используется при бурении следующих скважин куста либо утилизируется по технологии, указанной в томе 3.1 проекта. Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками, песчаниками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, поглощение раствора.

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [13], требованиями к буровому раствору – обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки

скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

В качестве резервного варианта при бурении применяют другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта (при выполнении п.2.7.3 “Правил безопасности”).

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, поглощение раствора.

скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

В качестве резервного варианта при бурении применяют другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной

среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта (при выполнении п.2.7.3 “Правил безопасности”).

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Таблица 7.2 – Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Очистка бурового раствора

Технология очистки бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (песко- и илоотделение) – на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005мм.

Очистка осуществляется по следующей принципиальной схеме.

Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами. Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость, откуда центробежным насосом подаётся для очистки на блок гидроциклонов, где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор направляется в активную ёмкость блока емкостей. Из ёмкости центробежным насосом раствор подаётся для очистки на илоотделитель, где из раствора удаляются частицы размером более 0,05мм; после чего раствор возвращается в блок активных емкостей. Из активной ёмкости буровой раствор с помощью подающего насоса подаётся на центрифугу, где из раствора удаляются частицы размером более 0,005мм, после чего раствор возвращается в активную ёмкость блока емкостей. Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами по линии манифольда подаётся в скважину. При необходимости осветления буровой раствор прокачивается через блок химического усиления по специальному трубопроводу для дополнительной обработки химреагентами (коагулянтами, флокулянтами), а затем раствор поступает на центрифугу, где разделяется на твёрдую фазу и осветлённую воду, которая поступает в специальную ёмкость блока химического усиления, а оттуда в активную ёмкость блока емкостей.

Выбуренная горная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, а также кек с центрифуг поступают на шнековый транспортёр или конвейер, с помощью которого отгружаются в расположенное на кустовой площадке временное шламохранилище (самосвал), откуда по мере накопления вывозятся на специальный полигон.

В случае необходимости дегазации бурового раствора используется имеющийся на буровой установке дегазатор, например, ДВС-3, ДВС-2, «Каскад-40М», «Каскад-40-02».

Таблица 7.7 - Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Таблица 7.9 - Дежурство цементировочного агрегата для обеспечения безопасного вскрытия пласта, содержащего H₂S в эксплуатационной колонне.