Регулювання властивостей розчину

Регулювання властивостей нестабілізованого соленасиченого бурового розчину проводиться наступним чином. Для зниження в’язкості та СНЗ розчин розбавляється водою або росолом. Для підвищення цих параметрів розчину, використовують добавки 5-7% Т-66, солестійку глину, попередньо гідратовану в прісній воді. Сухий бентоніт вводять в розчин цілеспрямовано, тому що в солоній воді він слабо гідратує. Для підвищення структурних властивостей розчин можна обробляти УЩР (10-30 кг/м³), ще додають СМАД (5-10 кг/м³), або бітумний концентрат (5-10 кг/м³).

Для забезпечення стабільності розчину вміст нафти в розчині не повинен бути менше 10%. У випадку вспінювання в розчин необхідно додавати піногасники.

Стабілізований соленасичений NaCl розчин обробляється залежно від компонентного складу. Для підтримання фільтрації на потрібному рівні розчин обробляється полімерними реагентами. При обробці розчину карбоксиметилцилюлозою її краще вводити в сухому вигляді. При цьому ефект зниження фільтрації вищий і не міняються структурно-механічнч властивості. Акрилові полімери (гипан, метас, М-14 ВВ) вводяться в розчин разом з кальцинованою содою (0,3-1% Na₂CO₃, поліфосфату, Na₂SO₄ і 0,3-0,5% акрилатів на суху речовину). Для одержання структурно-реологічних властивостей розчину акрилати застосовуються в суміші з КМЦ в співвідношенні 1:1. При рН розчину 9,0-9,5 метас і М-14 вводяться в сухому вигляді. При менших значеннях рН розчин підлужується. Якщо небажано підвищення в’язкості розчину, для зниження фільтрації акрилові полімери додаються у вигляді рідких реагентів. На 1 м³ рідкого акрилового реагента береться: 80 кг М-14ВВ або метаса, 28 кг NaOH (KOH) а інше вода. Онсиетилцелюлоза в сухому вигляді для обробки розчину більше всього не застосовується, так як час його повного розчинення складає 20-24 години.

При використанні крохмального реагента порядок дії аналогічний діючому при обробці розчині КМЦ. Разова обробка розчину комплексом крохмаль+КССБ складає 3-5%, в який входять 8-10% розчину крохмалю і 25-30% розчину КССБ в співвідношенні 1:1. При комбінованій обробці ОЕЦ і крохмалем вони вводяться одночасно в співвідношенні 1:1 у вигляді 8-10% водяного розчину (сумарно).

Регулювання структурно-механічних властивостей соленасичених стабілізованих можливе деякими шляхами. Підвищення в’язкості і структурних властивостей здійснюється вводом попередньо гідратованого глинопорошка, приготовленого з використанням УЩР (або без нього) і стабілізованого захисним реагентом.Структурні властивості можна регулювати так само, як і у нестабілізованого розчину. Зменшення в’язкості і СНС проводиться вводом води, росола, 2-4% водяним розчином КМЦ в кількості 0,2-0,3% (на суху речовину), водним розчином ОЕЦ такої ж концентрації або комбінації ОЕЦ+ крохмаль (0,35% водяний розчин ОЕЦ і 2% водяний розчин крохмалю). Зменшення в’язкості можна здійснювати і вводом 5-10% воднолужного розчину лігносульфонатного розріджувача. На 1 м³ 5%-ного розчину такого реагенту використовують:

50 кг ФХЛС, каустичної соди (або КОН) – 10кг а все інше – вода. При температурах більше 120°С реагент додається в суміші з хроматами 0,01-0,03% (на суху речовину).

Для регулювання фільтрації соленасичених розчинів на основі хлористого магнію застосовуються тільки високов’язкі марки КМЦ в суміші з крохмалем, ОЕЦ з крохмалем або суміші КМЦ, крохмалю і КССБ в співвідношенні 1:1:2. Регулювання структурно-механічних властивостей здійснюються вводом гідратизованого глинопорошку або росолу. В якості допоміжних структуроутворювачів в таких розчинах можуть бути використані азбест і окислений петролатум.

Для покращення фільтраційних, структурно-механічних і змащуючих властивостей всіх рецептур соленасичених розчинів вміст нафти підтримується в межах 8-12%. Домішки нафти допомагають зменшити розчинність солей NaCl і KCl у гірських породах.

21.5 Перевід в інші типи розчину

 

Перевід соленасиченого розчину на будь-який інший можливий шляхом заміни.

 

21.6 Вплив на наступні технологічні операції

 

Вплив хлористого натрію, що входять в склад соленасиченого бурового розчину на в’язкісні і міцністні властивості цементного розчину і камню, а також терміни тужавіння, неоднозначний. При вмісті хлористого натрію до 2-3% (10% бурового розчину в цементному) відбувається прискорення термінів тужавіння тампонажних розчинів на холоді і сповільнення при температурі більше 80°С. При цьому в’язкісні властивості тампонажного розчину незначно зростають. При збільшенні вмісту NaCl до 7,5% відбувається зменшення в’язкості суміші та сповільнення термінів схвачу ванн (20% бурового розчину в циментному). Подальше збільшення концентрації солі проводить до різкого загущення суміші і зменшенню термінів схвачування. При вмісті солі до 7,5% твердість камня на згин і стиск зростають, а при подальшому збільшенні вмісту солі твердість каменя падає.

Крім солі на характер зміни структурно-механічних і реологічних властивостей суміші бурового і тампонажного розчинів вказують реагенти для обробки цих розчинів.

Якщо буровий розчин оброблений акриловими полімерами, тампонажний – КМЦ або гипаном, відбувається сильне загущення суміші. Шлаковий цемент, оброблений КМЦ, при контакті з таким розчином також сильно загустає, а з гіпаном- помірно. При інших обробках зміну характеру загущення, описаного для солей не відбувається.

Карналіт і бішофіт, які використовуються для насичення бурових розчинів при проході калійно-магнієвих солей, ще більш сильно впливають на в’язкісні властивості суміші тампонажних і бурових розчинів. Так як природний карналіт не однорідний за складом, його впливання на ці властивості неоднозначне. При суміші тампонажного розчину з карналітом, маючим в своєму складі більше хлоридів калію, ніж магнію, спостерігається розрідження суміші, а присутність карналіта з утворенням хлоридів магнію прискорюють структуроутворення та загущення суміші.

Змішування тампонажного розчину з буровим розчином, насиченим бішофітом (MqCl₂· 6H₂O), приводить суміш майже до миттєвого загущення, тому для запобігання від’ємної дії хлоридів магнію при закачці продавлюючої рідини необхідне застосування буферних рідин як при насиченні бішофітом, так і карналітом з утворенням іонів Mq⁺⁺).

Соленасичені бурові розчини не дають значного впливу на відновлення проникності рівний 0,95. Однак значне підвищення фільтрації цих розчинів при збільшенні температури і тиску може привести до утворення великої зони обводнення пласта і, як результат, до довгочасного терміну визову притоку.

Розчини, насичені каталізатором і бішофітом, можуть знижувати проникність продуктивних пластів при наявності в них вод гідро карбонатного натрієвого типу.

Перенасиченні за NaCl, KCl; MqCl₂; 6H₂O або MqCl₂; 6H₂O солеві розчини можуть застосовуватися для короткочасної кольматації продуктивних пластів.

 

ЛЕКЦІЯ № 22