Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 60

397

растворе на нефтяной основе. Поскольку промышленность выпускает готовый порошок в
виде 77-80%-ного активного материала, трудно установить по графику требуемое
количество для регулирования растворов на нефтяной основе с различным составом воды
(при добавлении 77-80% СаСI

, 20-23% по весу воды поступает вместе с ним).

Предлагается следующая методике определения количества хлористого кальция для

регулирования активности воды до нужного уровня.

Методики

1. Определить настоящую активность системы (Аw) - по таблице минерализованной

воды, сравнивая активность и концентрацию соли (предпочтительно в % по весу).
Таблицы содержат всю информацию для регулировки солености.

2. Дистилляция объема определит содержание пресной воды в системе.
3. Определить текущее количество СаСI

(ф./бар.) в системе.

Текущий % по весу соли с х соль
Текущий % по объёму воды х вода

Соль (ф./бар.) =

)

100

(

100

соль

вода

соль







4. С помощью данных пункта З и приведенного ниже уравнения определяется

количество СаСI

для доведения (Аw) до нужного уровня.

Необходимый % по весу соли

х соль

% чистоты соли

хр

Q =

)

100

)

((

)

100

(

)

100

(

соль

хр

соль

вода

соль











Пример:

Текущий % по весу соли                                 10
% по объему воды                                            20
Нужный % по весу соли                                  25
% чистоты соли                                                78
Текущее кол/во соли (ф./бар.)                         7,78
Добавка соли (ф./бар.)                                      22,0

Часто требуется увеличить активность, для чего применяется следующая методика.

1. Определить действующую активность (Аw) в системе. Из таблицы

определяется соотношение активности к концентрации соли в % по весу.

2. По дистилляции объёма определить содержание пресной воды в системе.
3 Определить текущее количество СаСI

в системе (ф./бар.).

Текущий % по весу соли с х соль
Текущий % по объему воды х вода

Соль (ф./бар.) =

)

100

(

)

100

(

соль

вода

соль







4. Из пункта 3 и уравнения определить необходимый добавляемый объём воды

для доведения до нужного уровня.

Нужный % по объёму соли с х соль

= добавка воды ‚бер).

)

(

)

100

(

)

100

(

соль

вода

соль









Пример:

Текущий % по весу соли                                    22
Текущий % по объёму воды                              10
Нужный % по весу соли                                     15
Текущее кол-во соли (ф.бар.)                            9,87

398

Добавка (бар./воды) 0,0598
Плотность (ф./бар.) SG/0,12
СаСI

(ф./бар.)

к % по весу СаСI

х 10,000

Хлориды еs СаСI

(ф./бар.) = % по весу СаСI

х 6388,5

NaСI

(ф./бар.)

х % по весу NaСI х 10,000

Хлориды (ф./бар.) еs NaСI = по весу

NaСI х 6065,5

Активность при 25°С.

Нефте-водяной фактор

Нефте-водяной фактор определяет фракции нефти и воды в растворе в виде % общей

жидкой  фракции.  Этот  фактор  исключительно  важен  при  подготовке  новых
циркуляционных  систем,  т.к.  начальная  вязкость  и  величины  водоотдачи  при  высоких
температуре  и  давлении  зависят  от  этого.  Поскольку  разбуриваемые  твёрдые  вещества
поступают  в  буровой  раствор,  уменьшается  %  жидкой  фракции  по  объёму.  Величина
нефте-водяного  фактора  дает  возможность  регулировать  вязкость  жидкой  фазы
сохранением  относительно  постоянного  нефте-водяного  фактора.  В  стабильных
растворах,  где  находится  значительное  количество  твёрдых  веществ,  допускается
увеличение  нефте-водяного  фактора  (т.е.  большего  %  жидкой  фазы)  без  нарушения
фильтрации и реологии.

Расчёт нефте-водяного фактора (НВФ) требует непосредственных показаний реторты

и рассчитывается как:

нефтяной фактор =

воды

объема

нефти

объема

нефти

объема



водяной фактор =

нефти

объем

воды

объема

воды

объема



Добавки нефтяного и водяного факторов равны 100.

Пример:

% нефти по объёму — 56
% воды по объёму — 24
% твёрдых веществ по объёму — 20

% нефти к жидкой фазе =



= 70%

% воды -??-



= 30%

НВФ = 70-30.

Регулирование НВФ

С помощью текущих данных растворы можно рассчитать увеличение или снижение

НВФ.

1. Рассчитать кол-во бар. нефти, устанавливаемое к кол-ву бар раствора для

увеличения НВФ следующим образом:

а. по данным реторты отметить % воды и нефти в виде десятой доли 1.

Обозначить фракцию воды Fw и фракцию нефти Fo.

б. Отметить нужное соотношение целым числом. Обозначить нефтяное

соотношение как О

и водяное W

(т.е. при О/W =90:10, О

=90, а W

= 10).

в. Рассчитать расход нефти на 1 бар раствора для получения НВФ

бар нефти/бар раствора =

)

100

(

)

(









2. Снижение НВФ, т.е. расчёт бар воды, добавляемой на бар раствора выполняется

как:

399

а. по данным реторты отметить Fw и Fo в десятых долях 1.
б. Отметить нужные соотношения нефти и воды целым числом и обозначить

и W

в. Рассчитать потребность воды на 1 бар раствора:

бар воды/бар раствора =

)

100

(

)

(









Примечание

Повышение или понижение НВФ в растворе изменяет его плотность.

Утяжеление раствора не изменяет НВФ. В каждом из приведенных расчётов величины О

и W

должны удовлетворять требованию

+ W

= 100

Пример.

Тип раствора

VERSADRIL



Вес раствора

- 18 ф./гал

% твёрдых веществ (реторта)

- 40%

% нефти (реторта)

- 51%, Fо =0,51

% воды (-??-)

- 9%, Fw =0,09

Нужный НВФ

- 90:10

Для увеличения НВФ с 85/15 до 90/10 добавляется нефть, для чего выбирается

формула увеличения НВФ (т.е. бар нефти на бар раствора).

бар нефти/бар раствора =

)

100

(

)

(









Поэтому для увеличения НВФ потребуется добавить 0,30 бар нефти на 1 бар

раствора.

Нарушение соотношения в растворах на нефтяной основе

А. Проблема: недостаточная вязкость

Причина - обработка
Низкое содержание воды - вода
Недостаточная обработка вяжущим агентом - VERSAGEL



, VG-69



, VERSA-HRP



Десорбция газа – VERSAWET



,VERSA SWA



, VERSAMUL



и известь.

Увеличение веса раствора.

Б. Проблема: избыточная вязкость
Причина- Обработка.
Высокое содержание воды – нефть

VERSAMUL



+ известь

VERSACOAT



*VERSATHIN



Включение твёрдых частиц.

А. % по объему регулирование твердых веществ/разбавление *VERSATHIN



Б. Мелкодисперсный материал

- то же.

В. Водосмачивание - VERSAWET



VERSA SWA



VERSACOAT



Увеличение температуры - VERSACOAT



Кислые газы – и известь VERSAMUL



VERSAWET



400

VERSACOAT



Чрезмерная обработка – нефть
*VERSATHIN



используется при отсутствии других вариантов.

В. Проблема - Повышение °С и давления

Причина- Обработка
Слабая эмульсия - VERSAMUL



и известь

VERSACOAT



Неправильное распределение частиц по размеру – VERSATROL



VERSALIG



VERSAGEL



или VG-69



Увеличение скважины - VERSAMUL



+ известь

VERSACOAT



VERSATROL



/ VERSALIG



Г. Проблема-вода в фильтрате высокой t° ( если нежелательна)

Причина- обработка
Слабая эмульсия - VERSAMUL



+ известь

VERSACOAT



Увеличение t° скважины- VERSAMUL



VERSACOAT



VERSATROL



VERSALIG



Д. Проблема- Водосмачиваемые твёрдые вещества.

Причина- Обработка
Сверхнасыщение солью

- вода, VERSAWET



,VERSA SWA



, VERSACOAT



Избыток твердых веществ - регулирование твёрдой фазы VERSAWET



,VERSA

SWA



, VERSACOAT



Недостаточная обработка - VERSAWET



,VERSA SWA



, VERSACOAT



Увеличение содержания воды - VERSAMUL



+ известь

VERSAWET



,VERSA SWA



, VERSACOAT



нефть

Водосмачиваемые твёрдые вещества

Опасность, связанная с водосмачиваемыми твёрдыми веществами, заключается в

том, что избирательно покрытые органическим ПАВ (не допускающим слипания с другим
подобным

материалом)

возвращаются

своё

первоначальное

состояние

(водосмачиваемость). Происходит накопление твёрдых веществ покрытых тонкой
плёнкой воды. Накопления вызывают ослабление или полное разрушение эмульсии.

При первых признаках водосмачиваемости необходимы незамедлительные меры.
Водосмачиваемость ожидается при:
1) необычном увеличении твердых веществ (и связанной с этим площади

поверхности);

2) недостаточном уровне концентрации в результате плохой обработки.
В настоящее время нет надежного метода определения наличия и/или количества

твёрдых водосмачиваемых веществ. Поэтому следует учитывать некоторые факторы при
попытке 1) предотвращения их поступления и 2) обработки.

Методика наблюдения за таким состоянием включает следующие параметры:
1. Целостность шлама. Шлам из грохота, избирательно смоченный нефтью твёрдый и

имеет довольно чёткую круглую форму. Водосмачиваемые частицы липкие (особенно к
металлическим

частям),

мягкие

округло-гладкими

краями.

Липкая

порода

содержание .. 58 59 60 61 ..