Загрязнения и обработка буровых растворов. Загрязнение раствора цементом


Загрязнение - цементный раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Загрязнение - цементный раствор

Cтраница 1

Загрязнение цементного раствора буровым может быть значительно снижено, если между ними закачивать буферную жидкость. В качестве буферной жидкости наиболее широко применяют воду вследствие малой вязкости, что позволяет создавать турбулентный поток при значительно меньших давлениях нагнетания по сравнению с более вязкими жидкостями. Вода также имеет низкую плотность, что помогает ей образовывать каналы в буровом растворе при закачивании, а также разрушать структуру бурового раствора за счет турбулентности потока. С водой смешивают реагенты-разжижители для снижения вязкости и диспергирования бурового раствора, что способствует более эффективному вытеснению последнего из скважины.  [1]

Загрязнение цементных растворов промывочной жидкостью и другими видами материалов значительно влияет на процесс затвердения цемента.  [2]

Для уменьшения степени загрязнения цементных растворов органическими химическими реагентами, содержащимися в буровом растворе, которым была заполнена скважина перед цементированием, применяют специальные добавки. Эти добавки, обладая определенной избирательностью действия, нейтрализуют отрицательное влияние реагентов, содержащихся в остатках невытесненного из скважины бурового раствора.  [3]

Цементировочные пробки применяют для ограничения загрязнения цементного раствора буровым и разделяют цементный раствор снизу и сверху при движении по обсадной колонне. Корпус пробки имеет ребристую форму, чтобы удалять с внутренней поверхности обсадной колонны пленку бурового или цементного раствора. Пробки делятся на нижние и верхние.  [4]

При цементировании для устранения глинистой корки и предупреждения загрязнения цементного раствора буровой жидкостью перед цементным раствором вводят разделительную пробку из состава MF для улучшения качества цементирования скважины. Положительный эффект достигается вследствие смачиваемости водой стенок эксплуатационной колонны ( которая приводит к хорошему схватыванию цемента с металлическими стенками), также и предотвращения нарушений сплошности цемента за счет полного вытеснения бурового раствора. При высокой проницаемости продуктивного пласта наилучшие результаты получают при использовании некислотного состава в качестве разделительной пробки между буровой жидкостью и раствором цемента, поскольку кислота может вызвать потери циркуляции, снижающие качество цементирования.  [5]

Для - лого обычно используют 73-мм НК. Считают, что в результате этого мероприятия уменьшается перемещение тампонажного раствора при подъеме из него труб, снижается вероятность загрязнения цементного раствора буровым, исключается проникновение флюида из изолируемого пласта.  [6]

Для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже, чем через 2 сут после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15 - 30 ч после окончания заливки. Эффективность определения высоты подъема цемента по температурной аномалии снижается в высокотемпературных скважинах, при использовании низкосортных цементов ( глино - и гельце-менты), в случае загрязнения цементного раствора или односторонней заливки.  [7]

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затруб-ном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервал-е, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.  [8]

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затруб-ном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.  [9]

Закачивание жидкости мад-суип после цементного раствора при цементировании под давлением предотвращает канало-образование в цементном растворе и загрязнение последней его порции вытесняющей жидкостью. Это, по мнению фирмы Байрон Джексон, является одной из самых критических стадий цементирования под давлением, так как если цементный раствор в достаточной мере загрязнен буровым раствором, то цементный камень, заполняющий перфорационные отверстия, может быть ослаблен, что может повлечь необходимость проводить в дальнейшем исправительное цементирование. Однако, если между вытесняемым буровым раствором имеется прослойка мад-суипа, то вероятнос гь загрязнения цементного раствора становится ничтожно малой.  [10]

Обсадная колонна должна опускаться быстро в заполненную раствором скважину и доводиться до забоя. После этого восстанавливается циркуляция, раствор закачивается внутрь обсадной колонны и по кольцевому пространству поднимается на поверхность. Эта операция производится для того, чтобы удалить срезанную скребками со стенок скважины породу. Через некоторое время приступают к закачке пресной воды или соленого раствора, чтобы размыть глинистую корку, образовавшуюся на стенках скважины, и таким образом до минимума свести возможность загрязнения цементного раствора глиной и химикатами, входившими в состав промывочной жидкости.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Загрязнение ангидритом или гипсом | FluidsPro

В мире есть лишь несколько регионов, в которых при бурении не встречался бы гипс или ангидрит. И ангидрит, и гипс — сульфаты кальция, с примерно одинаковым химическим составом. Гипс (CaSO4•2h3O), имеющий связанную воду, растворяется лучше ангидрита (CaSO4). Степень воздействия этого вещества на буровой раствор зависит от его количества. При небольшом количестве гипса возможно проведение обработки раствора осаждением ионов кальция. При проходке большого количества гипса необходимо заменить буровой раствор раствором на основе кальция. Кальциевые растворы на основе извести и гипса достаточно устойчивы к загрязнению гипсом или ангидритом. Сначала при загрязнении бентонитового бурового раствора кальцием увеличивается вязкость, растет СНС и увеличивается водоотдача. Степень ухудшения параметров зависит от концентрации загрязняющей примеси, концентрации химически активной твердой фазы и концентрации добавок-дефлокулянтов. Как показано ниже, при растворении сульфата кальция в водепроисходит его распад на ионы кальция и сульфат-ионы. CaSO4 ⇄ Ca2+ + SO42- Растворимость CaSO4 зависит от рН, степени минерализации и температуры. При высоких рН и температуре растворимость гипса снижается, тогда как при повышенной концентрации хлоридов его растворимость повышается. Растворимость сульфата кальция обратима и может достичь уровня равновесия с химической средой.

Признаки загрязнения гипсом и ангидритом

Первые признаки загрязнения ангидритом или гипсом — увеличение вязкости по воронке Марша, ДНС и СНС. Для определения загрязнения необходимо провести химический анализ раствора, т.к. изменение физических параметров указывает лишь на сам факт загрязнения. Основные признаки загрязнения бурового раствора гипсом или ангидритом следующие:

1. Увеличение содержания кальция. Если в буровом растворе высокое содержание ионов карбоната, бикарбоната или фосфата, если буровой раствор имеет повышенный уровень рН, увеличение содержания кальция наблюдается не сразу. Но при растворении гипса происходит снижение рН раствора т.к. рН самого гипса весьма низок (6–6,5). В результате снижения рН в фильтрате увеличивается содержание кальция, т.к растворимость кальция обратно пропорциональна рН.2. Снижение рН и щелочности и повышенное содержание кальция являются наиболее надежными признаками загрязнения гипсом и ангидритом.3. Вследствие достаточно ограниченной растворимости ангидрита и гипса, в шламе могут находиться частицы этих минералов. Они имеют вид маленьких белых шариков из мягкого материала, растворимого в кислоте.4. При загрязнении бурового раствора гипсом или ангидритом тест на сульфат-ионы должен показать рост сульфат-ионов. Однако в этом тесте учитываются и сульфонат-ионы, поэтому он не используется в растворах, где в качестве дефлокулянта используется лигносульфонат, или используется только для сравнения с незагрязненными растворами.

Устойчивость к загрязняющим примесям

Обработка раствора для очистки от гипса/ангидрита:1. Увеличение концентрации дефлокулянта в буровом растворе. В присутствии кальция эффективными дефлокулянтами являются лигнит и лигносульфонат. Обработка дефлокулянтом может оказаться достаточной для борьбы с загрязнением гипсом или ангидритом, в зависимости от количества выбуренной породы, содержащей эти минералы. Лигнит удаляет из раствора ионы кальция, образуя с ними хелатные комплексы. При повышенном содержании кальция раствор обрабатывается кальцинированной содой (Na2CO3), которая осаждает кальций.2. рН бурового раствора должен поддерживаться на уровне от 9,5 до 10,5 добавлением каустической соды (NaOH) или едкого кали (KOH). В этом диапазоне рН гипс имеет ограниченную растворимость, а лигносульфонат особенно эффективен.3. Любой из перечисленных химреагентов может вызвать осаждение кальция из растворов, увеличивая его содержание в фильтрате. Особенно эффективны для осаждения кальция ионы карбоната. Из-за низкого рН ангидрита и гипса (6–6,5), в качестве источника ионов карбоната желательно применять кальцинированную соду из-за ее высокого рН (11–11,4), а не бикарбонат (рН 8–8,5). При смешивании кальцинированной соды с водой рН увеличивается вследствие образования гидроксил- иона:2Na2CO3 + h3O ⇄ HCO3 +CO3 + 4Na+ +OH— (pH <11,3)

Если в растворе присутствуют ионы кальция, они выпадают из раствора в качестве нерастворимого осадка CaCO3 (известняк).Реакция между кальцинированной содой и гипсом выглядит следующим образом:Na2CO3 + CaSO4 ⇄ Na2SO4 + CaCO3 (pH >11,3)

Аналогичная реакция имеет место при использовании в качестве осаждающего вещества бикарбоната натрия. Побочные продукты такой реакции — это высокорастворимые соединения (в зависимости от рН), например, бикарбонат кальция Ca(HCO3)2. При добавлении каустической соды для поддержания рН выше 9,7 ион бикарбоната преобразуется в ион карбоната. Затем он вступает в реакцию с кальцием фильтрата, в результате из раствора выпадает осадок в виде CaCO3. Однако в течение некоторого времени, когда ион бикарбоната еще не стал карбонатом, в растворе могут произойти такие негативные изменения параметров, которые можно сравнить лишь с самим его загрязнением. Поэтому вместо бикарбоната натрия желательно применять кальцинированную соду. Не следует добавлять в раствор чрезмерное количество кальцинированной соды или бикарбоната. Для расчетов количества добавок пользуйтесь Табл. 2.

Фосфаты также способны образовывать с кальцием комплексные соединения. В результате такой реакции образуется нерастворимый фосфат кальция. Самыми распространенными фосфатами являются:кислый пирофосфат натрия (SAPP) — Na2h3P2O7 (pH 4,8),тетрафосфат натрия (STP или PHOS) — Na6P4O13 (pH 8,0).

Применение фосфатов ограничено их сравнительно малой термостойкостью (прибл. 200°F [93,3°C]). При температуре выше 200°F они преобразуются в ортофосфаты. Сами по себе фосфаты не так эффективны как дефлокулянты, но, тем не менее, они способны удалять кальций. Однако для удаления кальция из ангидрита или гипса при температуре раствора выше 200°F (93,3°C) следует использовать кальцинированную соду.

Перевод бурового раствора на кальциевую основу

При проходке залежей гипса или ангидрита загрязнение бурового раствора происходит так интенсивно, что с практической точки зрения регулирование реологических и фильтрационных параметров раствора становится невозможным. Поэтому буровой раствор необходимо перевести на кальциевую основу путем добавления сульфата кальция. Буровой раствор можно перевести на гипсовую основу добавлением каустической соды, лигносульфоната и дополнительного количества гипса. Гипсовый раствор — это система с низким уровнем рН, поэтому для поддержания рН на нужном уровне (9,5–10,5) раствор обрабатывается большим количеством каустической соды. При добавлении в раствор гипса наблюдается резкий скачок вязкости, однако при добавлении достаточного количества воды, каустика и лигносульфоната вязкость приходит в норму в течение одного цикла циркуляции. Гипс добавляется до тех пор, пока не прекращается его отрицательное воздействие на параметры раствора, затем поддерживается его избыточная концентрация в растворе (5–8 фунтов/баррель), что необходимо для нормального течения химических реакций. Обычно в гипсовом растворе концентрация кальция находится в диапазоне от 600 до 1200 мг/л (в зависимости от рН). Описанный выше метод позволяет приготовить буровой раствор на основе извести: для этого в раствор вместо гипса добавляется большое количество извести и поддерживается ее избыточная концентрация. Для того чтобы в растворе сохранялась избыточная концентрация извести, большая часть извести не должна растворяться. Для этого рН раствора на основе извести необходимо поддерживать выше 11,5 путем добавления каустической соды и извести. Каустическая сода реагирует с сульфатом кальция, продуктом реакции является известь:2NaOH + CaSO4 ⇄ Ca(OH)2 + Na2SO4В полученный раствор необходимо добавлять весьма значительное количество каустической соды, чтобы поддерживать избыточную концентрацию извести при проходке ангидрита или гипса. Поэтому обычно предпочитают использовать гипсовый раствор. Оба раствора необходимо обработать устойчивым к кальцию регулятором водоотдачи.

Читайте далее Загрязнение цементом

 

fluidspro.ru

Загрязнения и обработка буровых растворов

Загрязняющей примесью может быть любое вещество (твердое, жидкое или газообразное), которое ухудшает физические или химические параметры бурового раствора. Одно и то же вещество для различных буровых растворов может быть и загрязняющей примесью, и его составной частью.

Загрязняющими примесями для всех типов буровых растворов является химически активная твердая фаза малой плотности. Твердая фаза малой плотности состоит либо из бурового шлама, перемешавшегося с буровым раствором, либо из глинопорошков промышленного изготовления при передозировке. С экономической точки зрения, по сравнению с другими видами загрязнений, расходы на очистку раствора от выбуренной породы и связанные с этим осложнения оказывают самое большое влияние на стоимость бурового раствора. И все же, в данной главе основное внимание уделяется перечисленным ниже веществам, которые являются загрязняющими примесями для растворов на водной основе:1. Ангидрит (CaSO4) или гипс (CaSO4•2h3O).2. Цемент (сложный силикат Ca(OH)2).3. Соль (каменная соль, вода для приготовления раствора, морская вода, хлориды магния, кальция и натрия, связанная вода).4. Кислые газы, включая углекислый газ (СО2) и сероводород (h3S). За исключением кислых газов, все перечисленные химические соединения напрямую вовлечены в реакции ионного обмена с глинами. Поэтому концентрация частиц глины в буровом растворе на водной основе напрямую влияет на степень отрицательного воздействия загрязняющей примеси на параметры раствора.

Емкость катионного обмена по метиленовой сини (англ. сокр. MBC) — хороший показатель концентрации частиц глины. Растворы с уровнем MBC ниже 15 фунтов/баррель наименее подвержены химическому загрязнению. Реакция ионного обмена происходит при контакте натриевого бентонита с химической средой с высокой концентрацией ионов некоторых металлов. Сначала происходит флокуляция, затем, возможно, происходит химическое преобразование бентонита в глину с более низким выходом. Это влияет на количество адсорбированной воды и размер, форму и взаимодействие частиц глины, в результате чего становится труднее контролировать реологические параметры и водоотдачу.

Серьезность проблемы заставила инженеров разработать такие системы буровых растворов, которые могли бы оказаться устойчивыми к загрязнениям. Среди таких растворов — лигносульфонатные растворы, низкоколлоидные полимерные растворы, щелочные растворы, гипсовые или солевые растворы. Многие из указанных растворов подвергались предварительной обработке лигносульфонатом, солью (хлоридом натрия) или материалами, содержащими кальций (известь или гипс). Поэтому дальнейшее повышение концентрации этих загрязняющих веществ не сильно сказывается на параметрах раствора. Основные цели данной главы:• Рассказать об источниках загрязнений.• Описать влияние различных загрязняющих веществ на свойства раствора.• Рассказать о том, как изменения некоторых параметров буровых растворов позволяют определить наличие загрязняющей примеси.• Рассказать об обработке бурового раствора для восстановления первоначальных параметров.

Так как изменения физических параметров раствора (реологические или фильтрационные характеристики при флокуляции) одинаковы вне зависимости от типа загрязняющего вещества, сами по себе изменения физических параметров смогут лишь указать на факт загрязнения. Для определения загрязняющей примеси необходимо провести анализ изменения химических свойств раствора. Далее приводится подробное описание источников загрязнений, воздействия загрязняющих примесей и методы борьбы с каждым видом загрязнения. В таблицах 2,3 и 4 приводится краткий справочник  и таблицы для обработок от той или иной агрессии.

 

Более подробно о каждом виде загрязнения читайте в подразделах:1. Загрязнение ангидритом или гипсом2. Загрязнение цементом3. Загрязнение карбонатами4. Загрязнение солями5. Приток солевой воды6. Загрязнение сульфидом водорода (h3S)7. Краткое описание видов загрязнений и методов очистки растворов

fluidspro.ru

Загрязнение карбонатами | FluidsPro

Химическое загрязнение бурового раствора растворенными карбонатами — одна из самых сложных и наименее изученных проблем нашей отрасли. В результате загрязнения карбонатами и бикарбонатами увеличивается вязкость, ДНС и СНС; такое загрязнение может привести к отвердению бурового раствора. Увеличение вязкости может наблюдаться при флокуляции глинистых частиц раствора под действием карбонатов и/или бикарбонатов.

Источниками карбонатов и бикарбонатов являются:1. Углекислый газ (СО2), попавший в буровой раствор из атмосферы через перемешиватели бурового раствора в емкостях и на выходах системы очистки и системы приготовления раствора. При растворении СО2 образуется углекислота (h3CO3), которая распадается на бикарбонаты (HCO3) и/или карбонаты (CO3) в зависимости от уровня рН раствора.2. Передозировка кальцинированной соды или двууглекислой соды при обработке бурового раствора, загрязненного цементом или гипсом.3. Проникновение углекислого газа (СО2) из пласта или пластовой воды.4. Бикарбонаты и/или карбонаты, являющиеся побочными продуктами разложения лигносульфоната и лигнита, под воздействием высоких температур (выше 325°F [162,7°]).5. Барит, в котором иногда содержатся ионы карбоната или бикарбоната.

Приведенные ниже химические уравнения иллюстрируют растворение СО2 с образованием углекислоты (h3CO3), которая затем распадается на бикарбонаты (HCO3) и/или карбонаты (CO3), в зависимости от уровня рН бурового раствора. Эти уравнения показывают обратимость химических реакций в зависимости от рН. Таким образом, СО3 может снова стать HCO3 и даже CO2 при снижении рН.CO2 + h3O ⇄ h3CO3h3CO3 + OH— ⇄ HCO3— + h3O иHCO3— ⇄ OH— ⇄ CO32- + h3OГрафически эти реакции отображены на Рис.3, показывающем распределение углекислоты (h3CO3), бикарбоната (HCO3) и карбоната (CO3) от уровня pH.

Использование химического анализа для определения карбонатов/бикарбонатов

Принцип метода рН/Pf для определения содержания карбонатов/ бикарбонатов заключается в определении количества (в мл) серной кислоты 0,02N (h3SO4), которое требуется для снижения рН пробы фильтрата бурового раствора с текущего уровня до 8,3. Этот диапазон перекрывает те уровни рН, при которых возможно существование гидроксилов и карбонатов.

Как показано в Табл. 1, при отсутствии карбонатов для восстановления уровня рН потребуется весьма небольшое количество каустической соды, и что соответствующий ему уровень Pf также низок. В качестве примеров, при рН=10, концентрация каустической соды = 0,0014 фунта/ баррель, Pf = 0,005; при рН=11, концентрация каустической соды=0,014 фунта/баррель, Pf=0,05. Уровень Pf низок вследствие низкой концентрации ионов ОН (каустическая сода). Очень небольшой концентрации ионов водорода (Н) из серной кислоты (h3SO4) будет достаточно, чтобы преобразовать ионы ОН в воду (НОН) и снизить рН до 8,3 (конечная точка Pf). Однако если в растворе присутствуют ионы карбонатов, потребуется не только нейтрализация ионов ОН—, но и преобразование каждого иона карбоната в ион бикарбоната добавлением серной кислоты 0,02 N, чтобы достичь конечной точки Pf на уровне рН=8,3. Из-за этого увеличивается Pf (на эквивалентную величину рН) фильтрата, в котором содержатся карбонаты, в сравнении с фильтратом без карбонатов. Разница между уровнями Pf в фильтрате с карбонатами и без них, а также рН как показатель концентрации гидроксил-ионов позволяют рассчитать концентрацию карбонатов и бикарбонатов. Если известна концентрация карбонатов, можно рассчитать концентрацию кальция, необходимого для осаждения карбонатов.

Анализ карбонатов/бикарбонатов по Pf/Mf основан на определении количества (в мл) серной кислоты 0,02 N, необходимой для снижения уровня рН пробы фильтрата бурового раствора с текущего уровня до рН=8,3 и рН=4,3. Эти уровни рН перекрывают диапазон, в котором могут находиться карбонаты, бикарбонаты и углекислота. Как указано выше, при отсутствии карбонатов для восстановления уровня рН до типовых величин требуется очень небольшое количество каустической соды, и что соответствующие данному уровню рН величины Pf и Mf малы. Однако если в растворе присутствуют ионы карбонатов/ бикарбонатов, потребуется не только нейтрализация ионов ОН–, но и преобразование каждого иона карбоната в ион бикарбоната добавлением серной кислоты, чтобы достичь конечной точки Pf на уровне рН=8,3. Из-за этого увеличивается Pf (на эквивалентную величину рН) фильтрата, в котором содержатся карбонаты/ бикарбонаты, в сравнении с фильтратом без карбонатов/ бикарбонатов. После превращения карбонатов в бикарбонаты и достижения конечной точки Pf=8,3, необходимо добавить еще некоторое количество серной кислоты 0,02 Nдля преобразования всех бикарбонатов в углекислоту перед достижением конечной точки Mf=4,3.

Если отсутствуют ионы карбонатов/бикарбонатов, в диапазоне рН от 8,3 до 4,3 реакции с бикарбонатами не происходят. А это означает, что Mf будет лишь немного выше Pf. Но при высокой концентрации карбонатов/ бикарбонатов Mf будет существенно выше Pf. Так как в отличие от метода pH/ Pf данный метод анализа не относится к категории качественных методов, необходимо установить некоторые общие принципы:1. При Mf менее 5 мл серной кислоты 0,02 N загрязнения карбонатами обычно не наблюдается.2. При Mf выше 5 мл серной кислоты 0,02 N и увеличении пропорции Mf/Pf высока вероятность загрязнения раствора карбонатами. Для определения загрязнения необходимо воспользоваться каким-либо количественным методом анализа (например, метод pH/Pf или газоанализатор Гарретта).

Примечания: 1. Высокий уровень Mf может быть результатом высокой концентрации лигнита (или органических солей, например ацетатов или формиатов). Эти органические вещества являются своеобразным буфером, поддерживая рН раствора в диапазоне от 4,3 до 8,3.2. Стандарт API 13B-1 содержит описание расчетов по Pf/Mf для определения концентрации гидроксила (ОН), карбоната (CO3) и бикарбоната (HCO3) и альтернативный метод P1/P2.Для определения количества карбонатов можно использовать газоанализатор Гарретта. Это устройство позволяет определить общую концентрацию карбонатов по СО3 в мг/л. Общее содержание карбонатов включает в себя HCO3 и CO3. Чтобы преобразовать мг/л в миллимоль/л, мг/л нужно разделить на 60.

Очистка раствора от карбонатов/ бикарбонатов

Очистка загрязненного карбонатами/бикарбонатами бурового раствора затруднена из-за того, что ионы HCO3 и CO3 могут сосуществовать друг с другом при различных уровнях рН. Обработке свободным кальцием можно подвергнуть лишь ион CO3, который осаждается из раствора в виде CaCO3. Содержащиеся в растворе CO3 и HCO3 образуют буферное соединение с неизменным рН и растущими уровнями Pf и Mf. При формировании карбонатной/ бикарбонатной буферной зоны растет Pf, тогда как рН остается относительно постоянным. Переход ионов карбонатов в ионы бикарбонатов имеет место при рН не ниже 11,7. Таким образом, ионы карбонатов/ бикарбонатов могут существовать при рН от 8,3 до 11,7 (см. Рис. 3). При рН выше 11,7 концентрация HCO3 существенного значения не имеет.

Так как бикарбонат кальция [Ca(HCO3)2] слишком хорошо растворим, чтобы его можно было осаждать в виде осадка, необходимо преобразовать ионы HCO3 в CO3 и гидроксил-ионы. Для преобразования HCO3 в СО3 уровень рН необходимо поднять как минимум до 10,3 — но не выше 11,3. При добавлении свободного кальция к СО3 в результате реакции образуется CaCO3. Карбонат кальция — малорастворимое соединение. Поэтому в буровом растворе необходимо поддерживать концентрацию свободного кальция на уровне 150 –200 мг/л. При падении рН ниже 10,3 буровой раствор необходимо подвергнуть обработке известью (Ca(OH)2) для восстановления рН, т.к. известь является как источником гидроксил-ионов, так и ионов кальция, необходимых для осаждения карбонатов.

Если рН раствора находится в диапазоне от 10,3 до 11,3 для обработки используется известь совместно гипсом; таким образом, ионы кальция поступают в раствор при неизменном рН. Если рН раствора выше 11,3 (при этом уровне кальций растворяется с трудом), в качестве источника кальция и для понижения уровня рН используется гипс. Концентрацию извести или гипса можно найти по Графику 1 и 2, или вычислить при помощи компьютерной программы Pcmod*3 и M-I QuiK Calc-II*. Графики построены на основе метода Pf/ pH. Поэтому измерения рН и Pf должны выполняться весьма точно. Для использования графиков необходимо иметь точный рН-метр.

Ниже приводится реакция c образованием карбоната кальция:Обработка известью: (CO32-) + Ca(OH)2 ⇄ CaCO3 ↓ + 2(OH—)Обработка гипсом: (CO32-) + CaSO4 ⇄ CaCO3 ↓ + (SO42-)

Для полной очистки раствора от карбонатов (СО3) может потребоваться несколько добавлений извести или гипса при нескольких циклах циркуляции.Серьезные осложнения могут возникнуть, если вовремя не распознать загрязнение раствора карбонатами/бикарбонатами и не принять меры для очистки раствора. Если позволить рН раствора упасть до 10 и ниже, начнется преобразование карбонатов (благоприятно влияющих на свойства раствора в умеренных концентрациях) в бикарбонаты. В этом случае увеличивается вязкость и СНС. При увеличении концентрации дефлокулянтов и каустической соды может создаться впечатление, что раствор дефлокулирует. Однако в действительности при добавлении каустической соды имеет место преобразование бикарбонатов в карбонаты. В результате существенно снижается вязкость (см. Рис. 4). Это явление возникает вновь и вновь до полной очистки раствора.

Добавление дефлокулянтов для улучшения реологических свойств раствора возможно только после нейтрализации карбонат-ионов.Обсуждаемые ниже методы обработки позволяют снизить концентрацию всех бикарбонатов и карбонатов до 20 миллимолей/л. На Графике 1 и 2 показан количественный анализ ионов карбоната/бикарбоната с соответствующими добавками, необходимыми для их осаждения. Чтобы воспользоваться графиками, необходимо знать рН, Pf и Fw (долевое содержание воды) бурового раствора. График 1 рассчитан на остаточную концентрацию карбонатов после обработки 20 миллимолей/л.

 

Метод A (Обработка известью)

На Графике 1 выберите величину Pf на оси «Y» и постройте отрезок до пересечения с линией рН. Из точки пересечения постройте отрезок до оси «Х», найдите концентрацию карбонатов в миллимолях/л. Затем в верхней части графика найдите концентрацию (в фунтах/баррель) извести, необходимую для осаждения карбонатов.

На Графике 2 показана концентрация бикарбонатов, правила работы с графиками идентичны. На оси «Y» найдите величину Pf, постройте отрезок до пересечения с линией рН, затем в верхней части графика найдите концентрацию (в фунтах/баррель) извести, необходимую для осаждения бикарбонатов. Для определения объема обработки сложите полученное из обоих графиков количество извести и умножьте его на долевое содержание воды (FW).

Пример: pH = 10,7; Pf = 1,7; FW = 0,80Из Графика 1: CO3 = 33,5 миллимоль/л Концентрация извести = 0,34 фунта/баррельИз Графика 2: HCO3 = 3,3 миллимоль/л Концентрация извести = 0 фунтов/баррельОбщий объем = (0,34 фунта/баррель + 0 фунтов/баррель)(0,80) = 0,27 фунта/баррель извести

Метод B pH (Обработка известью и гипсом при постоянном pH)

На Графике 1 выберите величину Pf на оси «Y» и постройте отрезок до пересечения с линией рН. Из точки пересечения постройтеотрезок до оси «Х», найдите концентрацию карбонатов в миллимолях/л. В нижней части графика найдите концентрацию (в фунтах/баррель) гипса, необходимую для осаждения карбонатов.

На Графике 2 показана концентрация извести и гипса для обработки бикарбонатов; правила работы с графиком остаются те же. Нижняя шкала обозначает количество извести и гипса, необходимое для осаждения бикарбонатов при постоянном уровне рН. Затем суммируются объемы добавок, полученные из двух графиков, и делается поправка на долевое содержание воды в буровом растворе.

Пример: pH = 10,7; Pf = 1,7; FW = 0,80Из Графика 1: CO3 = 33,5 миллимоль/л Концентрация гипса = 0,8 фунта/баррельИз Графика 2: HCO3 = 3,3 миллимоль/л Концентрация гипса = 0,1 фунта/баррель Концентрация извести = 0 фунтов/баррельОбщий объем = (0 фунтов/баррель) (0,80) = 0 фунтов/баррель извести и (0,8 фунта/баррель + 0,1 фунта/баррель)(0,80) = 0,72 фунта/баррель гипса

Количество извести или извести с гипсом, полученные из графиков, необходимо умножить на долевое содержание воды (FW), чтобы найти общий объем.В старых методиках API P1/ P2 для определения карбонатов в качестве единиц измерения используются эквивалентные части на миллион (EPM). Для пересчета EMP в миллимоль/л, EPM надо разделить на валентность. Например, 80 EPM карбоната — это тоже самое, что и 40 миллимоль/л карбоната, т.к валентность CO3 равна 2, а 20 EPM бикарбоната — это то же самое, что 20 миллимоль/л бикарбоната, т.к. валентность HCO3 равна 1. В применяющихся сейчас методиках API 13B-1 P1/P2 в качестве единиц измерения используются мг/л. Чтобы получить концентрацию карбонатов в миллимолях/л необходимо концентрацию в мг/л разделить на 60 (для бикарбонатов — 61).

Читайте далее Загрязнение солями

fluidspro.ru

Принципы химической обработки буровых растворов

Вязкость — это результат действия в буровом растворе сил трения и электрических сил. Во время проходки частицы выбуренных пород попадают в буровой раствор, становясь одним из его компонентов. Шлам постепенно размалывается на очень мелкие зерна, что способствует увеличению вязкости бурового раствора если не принимать специальных мер по его очистке от твердой фазы. Кроме того, вязкость увеличивается при проходке пород, вызывающих флокуляцию раствора.

Контроль параметров бурового раствора позволит быстро найти причину осложнения и выбрать необходимый метод обработки для снижения вязкости. При высоком содержании твердой фазы эффективным методом снижения вязкости будет добавление воды, однако с экономической точки зрения это не очень оправданно, если повышенная вязкость раствора была обусловлена флокуляцией (свидетельством чему может быть высокое ДНС и CНС). Для эффективного снижения флокуляции применяются органические и неорганические анионные добавки.Считается, что действие анионных регуляторов вязкости заключается в нейтрализации остаточных катионных зарядов, образующихся в результате разрыва ионных связей. Механизм работы понизителей вязкости на водные глинистые растворы заключается в частичном снижении вязкости за счет ослабления сил притяжения между частицами глины, без существенного воздействия при этом на процесс гидратации глинистых минералов. Анионные материалы адсорбируются на краях частиц глины, притягиваясь к остаточным катионным зарядам. Анионные реагенты широко применяются в качестве средства для обработки буровых растворов, среди них — фосфаты, танины, лигнины гуминовой кислоты (лигнит), лигносульфонаты и синтетические полимеры с низким молекулярным весом. Процесс адсорбции анионных реагентов изменяет баланс сил, действующих на частицу глины, вместо сил притяжения (флокуляция) начинает действовать сила отталкивания (дефлокуляция). Частицы глины больше не притягиваются друг к другу; наоборот, они «избегают» встречи.

Действие химических добавок- регуляторов вязкости, использующихся для борьбы с флокуляцией глинистых растворов, основано на одном или более перечисленных ниже принципов:1. Удаление из бурового раствора загрязняющих примесей путем их осаждения.2. Пассивирование загрязняющих примесей путем химического комплексообразования (использование добавок- поглотителей).3. Нейтрализация добавлением в раствор анионных реагентов, нейтрализующих остаточные катионные заряды.4. Обволакивание частиц глины защитной пленкой.

Фосфаты

Для обработки буровых растворов применяют два вида фосфатов:1. Кислый пирофосфат натрия (SAPP) с рН 4,8.2. Тетрафосфат натрия (STP или PHOS) с рН 8,0.

Эти фосфаты являются высокоэффективными анионными диспергаторами, для значительного снижения вязкости достаточно очень небольшого количества этих веществ. При обычной обработке концентрация фосфатов редко превышает 0,2 фунта/ баррель. Это означает, что для обработки 1000 баррелей бурового раствора потребуется всего лишь 200 фунтов (90,7 кг) химреагента. Фосфаты добавляются в раствор напрямую через смесительную воронку или из контейнеров. При добавлении из контейнеров необходимо в один баррель воды добавить 50 фунтов (22,7 кг) фосфата. Полученный раствор равномерно добавляется в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции.

Фосфаты используются главным образом в качестве добавок к буровым растворам с низким уровнем рН или в растворах для забуривания скважин. Снижение вязкости достигается благодаря двум действиям: (1) за счет нейтрализации сил притяжения, (2) удалением из раствора кальция и магния. Кислый пирофосфат натрия — отличная добавка для борьбы с загрязнением бурового раствора цементом, т.к. он обладает низким рН и способностью удалять из раствора кальций. При обработке буровых растворов фосфаты редко используют в чистом виде; они применяются в сочетании с каустической содой и органическим разбавителем. Если в буровой раствор в течение долгого времени добавлять кислый пирофосфат натрия в чистом виде (рН 4,8), раствор, в конце концов, станет кислотным. Это отрицательно скажется на его свойствах: в частности, коррозионной активности и вязкости раствора. Уровень рН PHOS (тетрафосфат натрия) более нейтрален — 8,0; поэтому тетрафосфат можно применять при регулярной обработке раствора для снижения вязкости.

В целом, применение фосфатов при обработке буровых растворов имеет свои ограничения. Эффективность фосфатов при умеренной температуре не так высока. Если температура раствора значительно превышает 175°F (79,4°C), фосфаты преобразуются в ортофосфаты. Ортофосфаты — это в большей степени флокулянты, чем дефлоккулянты. Однако это не исключает применение фосфатов в качестве поглотителей кальция при высоких температурах. У ортофосфатов тоже есть способность поглощать кальций, хотя их эффективность в качестве понизителей вязкости значительно ниже. Фосфаты также не эффективны при больших концентрациях солей.

Лигнит

Основной вид лигнита, используемого в качестве регулятора вязкости, — это Tannathin* (рН 3,2). Лигнит хуже растворяется при низком уровне рН, поэтому при добавлении лигнита рН бурового раствора должен находиться в щелочной области. В противном случае перед добавлением в буровой раствор лигнит должен быть предварительно растворен в среде с высоким уровнем рН. Вместе с лигнитом, имеющим низкий рН, в раствор добавляется каустическая сода. В промысловых условиях смесь из каустической соды и Tannathin может приготавливаться в пропорции от 1:6 до 1:2. Лучше всего подавать лигнит через смесительную воронку. Tannathin наиболее эффективен в буровых растворах с рН от 9 до 10,5. CaustiliG*.— это каустицированный лигнит с рН около 9,5. К-17* — гидроксид калия-нейтрализованный лигнит с рН около 9,5. XP-20*(рН 10) — это прореагировавший хромлигнит, он применяется в основном совместно с Spersene* (хромлигносульфонат). XP-20 дополняет действие Spersene в буровом растворе M-I SWACO Chrome Lignosulfonate System (CLS или Spersene/XP-20). Являясь одним из ингредиентов бурового раствора Spersene/XP- 20, XP-20 действует в качестве стабилизатора и эмульгатора. XP- 20 снижает фильтрацию и усиливает ингибирующее действие раствора. XP-20 применяется в качестве основного высокотемпературного стабилизатора для раствора Duratherm*. Применение XP-20 не ограничивается системами Spersene/XP-20 или Duratherm, эта добавка может использоваться в целом ряде дефлоккулированных растворов на водной основе в качестве регулятора водоотдачи, разбавителя ивысокотемпературного стабилизатора. Лигнитовые добавки способствуют образованию нефтеводяных эмульсий, при высокой концентрации кальция эффективность таких добавок в целом снижается; они лишь умеренно эффективны при высокой концентрации солей.

Лигнины

Лигнины — это группа продуктов, аналогичных лигниту и лигносульфонату; они тоже производятся путем химической обработки древесной коры. Кора квебрахо — это смесь лигнина и лигнита, используется в качестве регулятора вязкости и водоотдачи. В целом, по сравнению с другими реагентами танины лучше растворяются в буровых растворах с низким рН. Они более эффективны при низких температурах и высокой концентрации солей по сравнению с добавками на основе лигнита. Танины в целом стоят дороже, а эффект от их применения менее продолжителен в сравнении с лигнитом и лигносульфонатом. В качестве разбавителей широко применяются Desco^ (хромлигнин) и Desco CF (безхромный лигнин) производства компании Drilling Specialties Co.

Лигносульфонаты

К лигносульфонатам относятся Spersene (хром-лигносульфонат), Spersene CF (безхромный лигносульфонат) и Spersene I (ферро-хром-лигносульфонат). Перечисленные добавки имеют универсальные свойства, они находят самое широкое применение во многих флокулированных растворах на водной основе. Данные добавки используются в щелочной области рН, могут применяться при повышенной концентрации солей, эффективны при высокой концентрации кальция.

Добавки на основе лигносульфонатов имеют низкий уровень рН (около 3,0). Поэтому при обработке бурового раствора вместе с Spersene добавляют каустическую соду. Количество каустической соды зависит от конкретного типа бурового раствора, обычно к четырем частям Spersene добавляют одну часть каустической соды. При такой обработке не только снижается вязкость и СНС, но и водоотдача, а также создается ингибирующая среда. Spersene обычно подается через смесительную воронку.

Применение

На Рис. 18 приводится иллюстрация того, как изменяется вязкость бурового раствора при изменении пластической вязкости и ДНС вследствие химического загрязнения или обработки химреагентами. Проанализировав представленные данные, можно определить влияние различных добавок на динамическую и кажущуюся вязкость раствора. В каких бы единицах измерения не выражалась кажущаяся вязкость раствора — в секундах/кварту (воронка) или сП (вискозиметр) — она состоит из двух слагаемых: (1) концентрация и тип твердых частиц и (2) электрохимические силы притяжения между твердыми частицами.

При попадании в раствор загрязняющих примесей или увеличении содержания шлама растет и вязкость раствора. Если воронка Марша показывает высокую вязкость, обычно оказывается высокой и кажущаяся вязкость. При падении вязкости по воронке Марша обычно имеет место и падение кажущейся вязкости. Однако для управления параметрами бурового раствора недостаточно знать лишь его кажущуюся вязкость. Важнейшими характеристиками буровых растворов являются пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига. Пластическая вязкость — это в большей степени мера структурной вязкости, зависящей напрямую от концентрации твердой фазы. ДНС и СНС — в большей степени меры флокуляции и гидратации глины. ДНС и СНС безглинистого полимерного раствора на основе ксантана остаются почти неизменными при загрязнении раствора, флокуляции и дефлокуляции или добавлении анионных реагентов-понизителей вязкости.

Принципы химической обработки глинистых растворов на водной основе показаны на Рис. 18:

1. Добавление цемента в концентрации ½ фунта/баррель вызвало флокуляцию вследствие загрязнения кальцием. Заметен рост кажущейся вязкости и вязкости по воронке Марша. При изучении графика видно, что изменение вязкости было вызвано ростом ДНС (т.е. усилением сил притяжения или флокуляцией). Пластическая вязкость не изменилась или изменилась весьма незначительно, т.к. пластическая вязкость обусловлена только концентрацией твердой фазы.

2. Чтобы продемонстрировать отсутствие влияние воды на снижение ДНС (флокуляцию) в раствор добавлено 10% воды. Вода не способствует удалению кальция, который является причиной флокуляции (сил притяжения). Вода может лишь способствовать разобщению твердой фазы, однако не может изменить свойства глины или ДНС.

3. Добавление PHOS в концентрации 1 фунт/баррель для удаления кальция приводит к очень ощутимому снижению кажущейся вязкости и вязкости по воронке Марша, что обусловлено снижением ДНС. Падение ДНС происходит за счет удаления кальция и дефлокуляции частиц глины. Кроме того, показано, что добавление химреагентов не влияет или весьма незначительно влияет на изменение пластической вязкости.

4. Второй раз вязкость повысилась после добавления барита (инертных твердых частиц) в концентрации 200 фунтов/баррель (см. линиюD) для утяжеления раствора. Кажущаяся вязкость изменилась так же как и ранее, но по совершенно другой причине: изменение вязкости раствора на этот раз было обусловлено увеличением пластической вязкости. При добавлении в раствор твердых частиц выросла сила трения между ними, т.к. общая площадь поверхности твердых частиц увеличилась. ДНС возросло ненамного, т.к. расстояние между твердыми частицами сократилось. Из-за этого усилились силы притяжения между частицами. Однако рост кажущейся вязкости и вязкости по воронке Марша был главным образом обусловлен ростом пластической вязкости. Оптимальным методом обработки такого раствора является добавление воды.

5. Чтобы продемонстрировать, как небольшое снижение вязкости можно получить путем снижения ДНС, и что одной лишь химической обработкой невозможно понизить вязкость раствора с большим содержанием твердой фазы, в раствор добавили PHOS в концентрации ¼ фунта/ баррель. Вязкость оставалась высокой даже после обработки раствора.

6. Оптимальным методом обработки раствора для снижения вязкости является добавление воды. В раствор добавили воду в количестве 10% по объему, пластическая вязкость значительно снизилась. Кроме того, значительно снизилась также вязкость по воронке Марша и кажущаяся вязкость, т.к. они напрямую зависят от пластической вязкости. ДНС снизилось незначительно.

7. В третий раз увеличение вязкости наблюдалось при введении загрязняющей примеси и химически активных твердых частиц; при этом возросла ДНС и пластическая вязкость. Цемент в концентрации ¼ фунта/баррель привел к увеличению ДНС (см. линию А). Пластическая вязкость возросла после добавления глины плотностью 10 фунтов/баррель по той же причине, что и при введении твердой фазы (см. линию D). Однако есть одно большое отличие: глина гидратируется и впитывает воду. Количество свободной воды уменьшается, а трение возрастает значительно даже при небольшой концентрации твердой фазы. На единицу объема твердой фазы гидратируемый шлам всегда будет увеличивать вязкость больше, чем инертная твердая фаза. Оптимальный метод обработки раствора при данных обстоятельствах заключается в применении химических понизителей вязкости и воды для разбавления раствора с целью снизить пластическую вязкость и ДНС раствора.

8. При добавлении реагентов наблюдалось снижение вязкости по тем же причинам, что и в вышеописанном примере (см. линию С).

9. При добавлении воды наблюдалось снижение вязкости по тем же причинам, что и в вышеописанном примере (см. линию F).

На основе вышеизложенного можно сделать некоторые обобщенные выводы относительно наиболее экономически оправданного метода управления реологическими характеристиками буровых растворов:1. В случае повышения ДНС глинистого раствора на водной основе при отсутствии или при весьма незначительных изменениях пластической вязкости ДНС можно снизить путем добавления химических понизителей вязкости.2. В случае повышения пластической вязкости при отсутствии или незначительном изменении ДНС, пластическую вязкость можно снизить путем разбавления бурового раствора водой или применением механической системы очистки раствора для удаления из него твердой фазы.3. Оба описанных выше метода могут применяться при одновременном и значительном повышении ДНС и пластической вязкости.

Читайте следующий раздел Загрязнения и обработка буровых растворов

 

fluidspro.ru

lektsii.org

:

 

1. .

2. , Pm Pf ( Pm).

3. .

4. ( ).

1. , SAPP TANNATHIN (. . 2 3). .

2. SPERSENE . .

 

1. .

2. .

: , . (, ) !

1. 11 (KOH) (. . 2 3).

2. Mg(OH)2, .

 

1. .

2. .

3. .

4. Pf .

1. (. . 2 3). . , POLYPAC RESINEX.

2. , 600 /. , , POLYPAC.

 

1. .

2. .

3. .

4. Pf.

1. , NaCl . , Pf - 1:2, POLYPAC UL .

2. , , (), . , . , POLYPAC R. / POLYPAC R . , NaCl 190 000 / .

1. .

2. , .

1. .

2. .

3. .

4. , .

5. , .

6. , .

7. , ( ), . NaCl. Pf .

 

 

1. .

2. Pf .

3. Pf Mf.

4. .

1. 10,3 11,3.

2. / , CaCO3 (. . 2 3).

 

1. .

2. ( ) .

3. .

1. 11 11,5 .

2. .

3. * (. . 2 3).

 

* , . - .

 

. 2. ( )

 

(/)
  / Fw 0,00100 / Fw 0,000432 / Fw 0,00424
SAPP / Fw 0,000928 / Fw 0,000971 / Fw 0,00735
SAPP / 1,135 / 1,150 / 1,893
, / Fw 0,00116
(h3S, HS-, S2-) * 10,5 / Fw 0,00091

 

* , . - .

 

:

1. Fw , %.

2. (/)= 0,26(Pm-(Pf x Fw)).

 

. 3. ( ).

 

(/3)
    / Fw 0,00285   / Fw 0,00121
SAPP / Fw 0,00265 / Fw 0,00277 / Fw 0,002097
SAPP /3 3,23 /3 3,281 /3 5,4
,   / Fw 0,00285
(h3S, HS-, S2-) * 10,5 / Fw 0,002596

 

* , . - .

 

:

1. Fw , %.

2. (/3) = 0,074178(Pm-(Pf x Fw)).

 

 

é - , ê - , ì - , î - , -- - .

 

. 4. .

 

.. Pm Pf Mf Cl- Ca2+ .
- é - é é é é é é é - éê 11,5 - , SAPP, ; -
- é - é é é ê ê ê ê - é - , ( )
- é - é é é ê ê ê ê é éì - , ,
- é - é é ì ê ê ì é - ê - <10,3: 10,3 11,3: >11,3:
- é - é é é ê ê ê ê - ì - , ( )
. ì ì ì - ì - - - - - - - é
ì ì ì ì ì ì î î î î ì ì é , ,

 

: .. , , , , , .

 

: 2016-11-18; : 120 |

:

:


Смотрите также