Причины появления хлорорганических соединений в нефти
Добываемая нефть представляет собой многофазную многокомпонентную смесь, ее химический состав находится в тесной корреляции с местом разработки. Важным показателем качества товарной нефти является содержание в ней хлорорганических соединений. Наличие хлорорганических соединений (ХОС) является потенциально опасным для предприятий нефтепереработки и может привести к финансовым потерям.
Некоторые из хлорорганических соединений представляют собой мощные растворители, которые наилучшим образом показывают себя в качестве средств для промывки скважин в процессе бурения, что в результате приводит к увеличению объема добываемого сырья, но может приводить к его загрязнению хлорорганикой. Кроме того, причиной наличия в нефти хлорсодержащих компонентов могут быть реагенты, используемые в процессе обработки, перевозки и хранения нефтяного сырья.
Для чего нужны реагенты?
Под реагентами подразумевают особые композиции, которые тем или иным способом влияют на свойства добываемого, перерабатываемого или транспортируемого продукта. Они делятся на несколько групп:
Реагенты различаются по стойкости, безопасности, производительности, стоимости, ограничениям, совместимости с другими компонентами. В связи с ограничением на ХОС сегодня чаще используют реагенты, в которых они не содержатся, чтобы уменьшить степень износа дорогостоящего оборудования. Но в некоторых случаях наличие хлорорганики делает процессы значительно более эффективными.
Зачем добавлять в нефть органические соединения хлора?
Фракции нефти, такие как смолисто-парафиновая и смолисто-асфальтеновая, имеют повышенный уровень вязкости. Содержание в них гетероциклических высокомолекулярных композиций иногда достигает 50% массы. ХОС нужны для того, чтобы снизить вязкость и растворить содержащиеся смолы — это помогает повысить нефтеотдачу пластов.
При этом пласты — не единственное место, где образуются вязкие отложения. Они также появляются внутри транспортирующего и добывающего оборудования. С течением времени такие отложения накапливаются, поэтому необходимо промывать:
Зачастую промывание делается с помощью хлорорганических растворителей, поскольку они достаточно эффективны. На каждом этапе добычи, перевозки и переработки сырья содержание ХОС должно контролироваться.
Сегодня все методы, которые могут помочь эффективно избавиться от примесей, в том числе и от ХОС, либо находятся на стадии разработки, либо относятся к запатентованным технологиям. Поиск новых способов — одна из важнейших задач в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. А контроль качества является составной частью любой новой технологии, связанной с нефтепереработкой.
Современное решение проблемы от «НПФ «Мета-хром»
Компания «НПФ «Мета-хром» совместно с ПАО «Средневолжский НИИНП» разработали «Методику измерений массовой концентрации летучих органических соединений в химических реагентах, используемых при добыче нефти методом капиллярной газовой хроматографии». Разработанная методика успешно применяется многими российскими предприятиями, в числе которых можно отметить ПАО «Татнефть», ПАО «Химпром». Для реализации задачи используется хроматограф «Кристаллюкс-4000М» (производство ООО «НПФ «Мета-хром»).
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Наличие растворенных битумов, нафтеновых кислот, аномально повышенное содержание йода и аммония, а также присутствие восстановленных форм серы, бессульфатность, сильная минерализация воды, наличие хлорида кальция или бикарбонатов натрия указывают на возможность существования промышленных залежей нефти. [31]
Наличие хлоридов понижает устойчивость. [32]
Наличие хлоридов понижает устойчивость. [35]
В процессе осушки газа в гликольаминовые растворы вместе с водой переходят растворенные в ней соли. Однако наличие хлоридов в гликольаминовом растворе, насыщенном сероводородом, углекислым газом или контактирующем с воздухом; в значительно меньшей степени способствует увеличению скорости коррозии, чем подкксленнс гликольаминовых растворов, насыщенных сероводородом, которое приводит к резкому усилению коррозии. [36]
В процессе осушки газа в гликольаминовые растворы вместе с водой переходят растворенные в ней соли. Однако наличие хлоридов в гликольаминовом растворе, насыщенном сероводородом, углекислым газом или контактирующем с воздухом, в значительно меньшей степени способствует увеличению скорости коррозии, чем подкисление глнкольаминовых растворов, насыщенных сероводородом, которое приводит к резкому усилению коррозии. [37]
Хлориды являются составной частью железодубильных и кампешевых чернил и находятся во многих анилиновых чернилах. Использование наличия хлоридов в анализе чернил основано не только па их наличии, но и на состоянии в исследуемых штрихах. Хлориды не находятся все время в границах штрихов, с возрастом они расплываются и проникают на обратную сторону листа бумаги. Расплыв хлоридов зависит от состава бумаги и от условий хранения ее, поэтому этот признак используют лишь при исследовании штрихов на одном листе бумаги. Различная степень расплыва ( при штрихах с одинаковым количеством красителя) указывает на неодинаковый возраст исследуемых штрихов или на различный состав чернил, которыми эти штрихи выполнены. [38]
Часть раствора, полученного после гидролиза, помещают в пробирку и подкисляют разбавленной азотной кислотой ( лакмусовая бумажка); туда же прибавляют раствор азотнокислого серебра. О наличии хлорида свидетельствует образование белого творожистого осадка хлористого серебра. [40]
Химический состав почвы влияет на скорость коррозии через структуру образующихся продуктов коррозии. Так, например, наличие хлоридов вызывает образование неустойчивых комплексных соединений железа с хлор-ионом, приводящих к ускорению перехода железа в раствор. Хлор-ион обладает хорошей проникающей способностью через окисные пленки и поэтому затрудняет их образование. [44]
На что влияют хлорорганические соединения в нефти
Основные проблемы наличия хлорорганических соединений в нефти
Сама по себе хлорорганика, как и нефть относится к углеводородам, и ее присутствие должно было выражаться исключительно в разжижении добываемого сырья. Однако, хлорорганические соединения наносят вред нефтеперерабатывающему и транспортирующему оборудованию. Чем опасна и чем вредна хлорорганика?
Эти соединения оказались нестабильны в условиях нефтепереработки. Они вступают в реакцию гидрирования в процессе очистки нефти от сернистых соединений, подвергаются реакции дегалогенирования просто при нагревании, например, на установке атмосферно-вакуумной разгонки, разрушаются в ходе крекинга или любого другого каталитического процесса, отравляя при этом катализаторы. В результате разрушения хлорорганики образуются ненасыщенные углеводороды, и выделяется HCl. Именно хлороводород оказывает негативное влияние на дальнейший процесс переработки, вызывая повреждение оборудования за счет образования отложений и коррозии.
Коррозионная активность хлорид-иона
Чем опасен хлор для нефтепромышленного оборудования?
Хлорид-ион сдвигает потенциал атомов железа в сторону меньшей электроотрицательности, тем самым увеличивая скорость коррозии. Ионы хлора легко адсорбируются на поверхности металла, вытесняя пассиваторы, растворяя пассивирующие пленки. В присутствии воды обеспечивают переход ионов металла в раствор, поскольку хлориды железа растворимы. Аналогичное влияние хлорид-ион оказывает и на другие конструкционные материалы нефтехимической аппаратуры: хром, никель, алюминий и т.д.
Кроме того, хлороводород реагирует с аммиаком, образуя нерастворимую в органической среде соль аммония.
Все это объясняет, чем опасен хлор и, почему необходимо контролировать содержание хлорорганики в нефти. Обзорную статью о методах анализа ХОС можно посмотреть по ссылке.
Возможный ущерб, связанный с высоким содержанием хлоридов в нефти
Закупорка и коррозионное изнашивание установок может привести к снижению производительности предприятия и даже к полной его остановке.
Из практики известно, что такие негативные влияния переработка высоко хлорированной сырой нефти оказывает на:
Откуда в нефти хлорорганические соединения
Добываемое из нефтяных скважин сырье представляет собой многокомпонентную и многофазную систему. Различают пластовую, сырую и товарную нефть. Элементный состав нефти зависит от месторождения. Хлор входит в состав природной нефти в небольших количествах и только в виде неорганических хлоридов. Обзорная статья о хлорорганике в нефти доступна по ссылке.
Откуда берутся органические хлориды в нефти
Хлорорганика (ХОС) включает любые органические соединения, в которых, по крайней мере, один атом водорода замещен на один атом хлора, т.е. в структуре присутствует одна и более ковалентная связь C-Cl. ХОС получают синтетическим путем, применяя их в технологических целях.
Как попал органический хлор в состав нефти, если ХОС имеют искусственное происхождение?
Реагенты, используемые при транспортировке, переработке и хранении также будут источниками хлоридов в нефти.
Зачем добавляют реагенты
Выделяют несколько групп реагентов:
эмульгаторы и деэмульгаторы;
ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);
При выборе реагента следует учитывать такие факторы, как производительность, эффективность, стойкость, безопасность, цена, совместимость и ограничения, в том числе связанные и с содержанием хлорорганических соединений. После запрета на использование хлорорганики предпочтения отдаются реагентам, которые не включают в состав ХОС. Однако, в некоторых случаях, применение органических хлоридов способствует повышению эффективности процессов.
Зачем в нефть добавляют хлор в составе органических соединений
Смолисто-асфальтеновая и смолисто-парафиновая фракции нефти представляют из себя коллоидные растворы, обладающие повышенной вязкостью. Эти фракции состоят из высокомолекулярных гетероциклических соединений, содержание которых в нефти в некоторых случаях может доходить до 25 – 50% по массе. Снижение вязкости и растворение смол необходимо для увеличения нефтеотдачи пластов, для чего используют хлорорганические соединения.
Образование вязких отложений, таких как АСПО, происходит не только в пластах, но и внутри добывающего и транспортирующего оборудования. По мере того как образуются и накапливаются отложения, также возникает необходимость использования хлорорганических растворителей для промывания бурового оборудования, нефтепроводов и резервуаров для хранения и т.д.
Зачем в нефть добавляют хлориды неорганического происхождения
Нефтепромышленные реагенты могут представлять собой источник и других хлорсодержащих примесей в нефти. Так, например, для предотвращения микробиологической коррозии нефтедобывающего оборудования используют бактерициды, которые подавляют рост анаэробных бактерий, таких как сульфовосстанавливающие. В составе таких средств используют органические соли – хлориды четвертичных аминов.
Для решения проблемы солеотложения разработаны различные ингибиторы этого процесса, содержащие гидрохлориды органических аминов, сахаров, хлорид натрия.
Таким образом, становится понятно, откуда берутся неорганические хлориды в нефти после ее отмывки и предварительной очистки.
Причиной попадания хлора в конечные нефтепродукты также является использование различных реагентов. По мере того как образуются продукты распада ХОС, ускоряется процесс коррозии и износ оборудования.
О методах очистки от хлороорганических соединений можно почитать в следующей статье.
Буровой раствор
Владельцы патента RU 2521259:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Раствор подходит как для бурения основного ствола, так и для вскрытия продуктивных пластов. При этом раствор идеально подходит для бурения неустойчивых глинистых отложений, таких как: кошайская пачка алымской свиты, яностановская свита, «кыновские глины», «шоколадные глины» Западной Сибири, Ачимовские аргиллиты и другие.
Известен эмульсионный буровой раствор (патент РФ №2114889, МПК C09K 7/02, опубл. 10.07.1998), включающий дисперсионную среду, дисперсную фазу и эмульгатор. Известный буровой раствор имеет следующие недостатки: узкий диапазон плотностей, что сужает область применения данного раствора, высокая условная вязкость (вплоть до нетекучей жидкости), что создает проблемы при прокачивании раствора.
Наиболее близким по составу и технологической сущности является эмульсионный буровой раствор (патент РФ №2213761, МПК C09K 7/06, опубл. 10.10.2003), содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор, поверхностно-активное вещество и минерализованную воду. Известный буровой раствор обладает довольно низким коэффициентом восстановления проницаемости кернов, то есть вызывает загрязнение продуктивного пласта. Кроме того, низкие значения статического напряжения сдвига (СНС) свидетельствуют о возможных проблемах с выносом шлама и с его оседанием при остановках циркуляции.
Задачей изобретения является разработка высокоэффективного гелево-эмульсионного бурового раствора, подходящего для бурения активных и неустойчивых глинистых отложений, горизонтальных стволов и вскрытия продуктивного пласта, обладающего повышенными ингибирующими и смазочными свойствами, и выступающего в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе.
| Реагент МУЛЬТИОЛ | 8,5-25 |
| Стабилизатор МУЛЬТИСТАР | 1,5-2,0 |
| Ксантановая камедь | 0,2-0,5 |
| Карбонат кальция | 5-20 |
| Хлорид магния | 4-15 |
| Гидроксид натрия | 1-2 |
| Вода | Остальное |
Дополнительно может содержаться хлорид кальция при общем содержании хлоридов не более 40 масс.%, либо хлорид калия при общем содержании хлоридов не более 30 масс.%, либо хлорид натрия при общем содержании хлоридов не более 45 масс.%
Дополнительно могут содержаться хлорид кальция и калия, либо хлорид кальция и натрия при общем содержании хлоридов не более 55 масс.%
Дополнительно могут содержаться хлорид калия и натрия при общем содержании хлоридов не более 50 масс.%
Дополнительно могут содержаться хлорид кальция, натрия и калия при общем содержании хлоридов не более 55 масс.%
В качестве стабилизатора используется полисахаридный реагент, например крахмал, модифицированный для бурения МУЛЬТИСТАР (ТУ 2458-029-50783875-2012), и дополнительно ксантановая камедь, например, Zibaxan производства Deosen.
В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества используется добавка для буровых растворов МУЛЬТИОЛ, выпускается по ТУ 2458-032-50783875-2012. Добавка для буровых растворов МУЛЬТИОЛ, предназначенная для улучшения смазочных свойств, уменьшения загрязнения призабойной зоны пласта, повышения устойчивости стенок скважины, предотвращения сальникообразования. Добавка представляет собой смесь неполярных жидкостей природного или синтетического происхождения с поверхностно-активными веществами, предназначенными для ее эмульгирования в водных буровых растворах и гидрофобизации контактируемых поверхностей. По физико-химическим показателям добавка соответствует следующим требованиям и нормам, приведенным в ТУ:
Карбонат кальция (молотый мрамор, мел (ТУ 5716-001-05494314-2010)) используется в качестве утяжелителя и кольматанта. Также необходимая плотность может достигаться добавлением минеральных солей.
В качестве минеральных солей могут использоваться хлориды натрия, кальция, магния, калия в различных сочетаниях.
Для приготовления раствора в лабораторных условиях использовались следующие соли:
Хлорид магния (CAS # 7786-30-3, MERCK) в присутствии гидроксида натрия является гелеобразователем.
Хлорид кальция (по ГОСТ 450-77) выполняет роль утяжелителя бурового раствора и ингибитора набухания глинистых сланцев.
Хлорид калия (по ГОСТ 4568-95) выполняет роль утяжелителя бурового раствора и ингибитора набухания глинистых сланцев.
Хлорид натрия (по ТУ 2111-006-00352816-2008) выполняет роль утяжелителя бурового раствора и ингибитора набухания глинистых сланцев.
Гидроксид натрия (по ТУ 2132-185-00203312-99). Он является регулятором рН и вызывает гелеобразование.
Для предотвращения биодеструкции полимеров возможно добавление бактерицида, например, ЛПЭ-32 по ТУ 2458-039-00209295-02.
Существует эмульсионный буровой раствор на основе полисахаридного полимера (пат. РФ №2255105), где гелеобразование достигается взаимодействием биополимера и соли борной кислоты и не является основным свойством. В заявляемом растворе образуется гидрогель, стабилизированный специально подобранными неионогенными полимерами. Гидрогели обладают высокими псевдопластическими свойствами, то есть в состоянии покоя структурно-механические свойства увеличиваются за счет роста кристаллов Mg(OH)2 и оксихлоридов и сращивания их друг с другом по принципу коагуляции, что обеспечивает высокое качество очистки ствола скважины.
В растворе МУЛЬТИБУР используется смесь солей, которые одновременно являются утяжелителями и ингибиторами набухания глин. Благодаря применению катионов одно- и двухвалентных металлов, раствор позволяет обеспечить активность фильтрата, равную или ниже активности пластового флюида, насыщающего глинистые породы, что исключает набухание глинистых минералов из-за адсорбционно-осмотических процессов на стенке скважины и предотвращает появление связанных с этим проблем.
Предотвращение сальникообразования, повышенная смазывающая способность и устойчивость стенок скважины при использовании заявляемого раствора МУЛЬТИБУР достигается гидрофобизацией и изменением типа смачиваемости капилляров породы эмульсией первого рода. В качестве дисперсной фазы выступает добавка для буровых растворов МУЛЬТИОЛ.
Благодаря присутствию в растворе МУЛЬТИБУР добавки для буровых растворов МУЛЬТИОЛ на границе пласт-скважина образуется гидрофобная фильтрационная корка, обладающая пониженной проницаемостью для воды, что снижает загрязнение продуктивного пласта.
Были изучены патенты на гидрогелевые и полимергидрогелевые буровые растворы (Пат. РФ №2135542, ЗИ №97100696, №2000109400). Существующие гидрогелевые растворы не содержат в своем составе эмульсии 1-го рода, способной образовывать гидрофобную пленку. Таким образом, МУЛЬТИБУР обладает новым свойством, что обуславливает изобретательский уровень.
Способ приготовления бурового раствора заключается в следующем.
В 507 г воды при перемешивании добавляют 1,0 г ксантановой камеди Zibaxan, 12 г стабилизатора МУЛЬТИСТАР, 20 г хлорида магния, 200 г карбоната кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. 255 г добавки МУЛЬТИОЛ добавляют к водному раствору и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 5 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.
В 568 г воды при перемешивании добавляют 2,0 г ксантановой камеди Zibaxan, 15 г стабилизатора МУЛЬТИСТАР, 50 г хлорида магния, 100 г карбоната кальция, 100 г хлорида кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. К полученному раствору добавляют 150 г добавки МУЛЬТИОЛ и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 15 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов. В таблице 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. Растворы 2-17 содержат компоненты предлагаемой рецептуры в различных концентрациях. Растворы №№1 и 18 приведены в таблице в качестве экспериментальных и содержат компоненты в количествах ниже нижнего и вне верхнего пределов соответственно, но при таких соотношениях поставленная задача не достигается.
| Таблица 1 | |||||||||||||||||||
| Состав раствора, мас.% | № п.п. | ||||||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | Прототип | |
| Ксантановая камедь | 0,1 | 0,2 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,5 | 0,2 | 0,2 | 0,5 | 0,7 | |
| МУЛЬТИСТАР | 1,2 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2 | 2 | 1,5 | 2,5 | |
| Хлорид магния | 2 | 5 | 5 | 15 | 4 | 4 | 15 | 4 | 15 | 4 | 15 | 4 | 15 | 4 | 15 | 4 | 15 | 17 | 10 |
| Хлорид кальция | 0 | 10 | 3 | 25 | 25 | 3 | 3 | 25 | 25 | 3 | 35 | ||||||||
| Хлорид калия | 15 | 3 | 15 | 3 | 15 | 3 | 3 | 15 | 5 | ||||||||||
| Хлорид натрия | 30 | 5 | 5 | 20 | 5 | 20 | 5 | 10 | |||||||||||
| Карбонат кальция | 20 | 10 | 10 | 20 | 5 | 5 | 20 | 20 | 5 | 20 | 5 | 20 | 5 | 5 | 5 | 10 | 5 | 2 | 5 |
| МУЛЬТИОЛ | 25,5 | 15 | 10 | 10 | 25 | 20 | 8,5 | 8,5 | 25 | 25 | 8,5 | 25 | 8,5 | 15 | 10 | 8,5 | 15 | 5 | |
| NaOH | 0,5 | 1,5 | 2 | 2 | 2 | 1 | 2 | 2 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | |
| Вода | 50,7 | 56,8 | 70,5 | 33,3 | 33,5 | 38 | 47,3 | 33,5 | 27,8 | 28 | 44,3 | 45,2 | 42 | 58 | 62,8 | 40,3 | 33 | 35,8 | 49 |
| Нефть | 20 | ||||||||||||||||||
| Крахмал Фито РК | 4 | ||||||||||||||||||
| ПАВ ПКД-515 | 7 |
Концентрации полимеров взяты в соответствии с рекомендациями производителей. Образующиеся в растворе кристаллогидраты обладают избыточным запасом свободной энергии и поэтому являются неустойчивыми новообразованиями, подверженными термической и механической деструкции. Уменьшение концентрации ксантановой камеди ниже 0,2 масс.% приведет к ухудшению реологических показателей из-за термической и механической деструкции кристаллизационно-коагуляционной структуры. Повышение концентрации ксантановой камеди выше 0,5% вызовет сильное загущение раствора. Снижение концентрации стабилизатора МУЛЬТИСТАР ниже 1,5 масс.% приведет к увеличению показателя фильтрации. Увеличение содержания стабилизатора МУЛЬТИСТАР выше 2,0 масс.% нецелесообразно, так как не вызывает значительного уменьшения показателя фильтрации.
Содержание добавки МУЛЬТИОЛ обусловлено плотностью раствора и гидрофобизацией поверхности глины. При попадании кусочков шлама в МУЛЬТИБУР на их поверхности образуется гидрофобная пленка, выполняющая функцию инкапсулянта. При концентрации реагента МУЛЬТИОЛ ниже 8,5 масс.% не будет достигаться необходимая гидрофобизация породы, то есть увеличится процент диспергированного шлама в растворе, а при концентрации выше 25 масс.% ухудшается стабильность эмульсии и ее параметров, и повышается стоимость раствора.
Содержание хлорида магния зависит от содержания воды. Для образования гидрогеля достаточно добавления 4 масс.% по отношению к воде. Увеличение концентрации хлорида магния выше 15 масс.% приводит к значительному увеличению вязкости и потере текучести раствора.
Концентрация хлорида калия в растворе меньше 3 масс.% или хлорида натрия меньше 5 масс.% не позволяет достичь необходимого уровня ингибирования разбуриваемых пород, а добавка хлорида калия более 15% масс или хлорида натрия более 30 масс.% может не раствориться в присутствии других солей.
Концентрация карбоната кальция обусловлена требуемой плотностью раствора. При этом концентрация мела для образования кольматационной корки должна быть не менее 5 масс.%. Добавление более 20 масс.% мела может негативно воздействовать на реологические параметры раствора.
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов проводилась с помощью стандартных приборов и методик (Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979; Рекомендованная практика для лабораторных исследований буровых растворов 13I / ISO 10416:2002; Рекомендованная практика для полевых исследований растворов на углеводородной основе 13 B-2). В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:
— удельный вес (ρ, г/см 3 ) определялся при помощи рычажных весов;
— условная вязкость (УВ, с) измерялась при помощи ВП-5;
— показатель фильтрации (ПФ, см 3 при перепаде давления 0,7 МПа) измеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE;
— водородный показатель (pH) замеряли на приборе ACORN;
— коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (β, %) определяли на установке FDS-350 на кернах терригенных коллекторов;
— активность раствора (А) измеряли с помощью электрогигрометра Sensing GE;
— процент сохранившегося шлама (Д, %) (диспергирующую способность) определяли с использованием ячеек старения и роллерной печи по следующей методике.
Исследуемый раствор помещается в металлическую ячейку старения буровых растворов. В ячейку также помещается взвешенный спрессованный образец бентонита ПБН (ml), имитирующий шлам. Ячейка с тестируемым раствором и глинистым шламом вращается в роллерной печи в течение 16 ч при 50°C. По истечению установленного времени раствор извлекается из ячейки и фильтруется через сетку с размером ячеек 1 мм. Остаток образца шлама извлекается, промывается струей воды со слабым напором и сушится в течение 16 ч при температуре 105°C. Оценка влияния тестируемого раствора на диспергирование глинистого шлама в среде бурового раствора производится по остаточной массе глины (m2) (выраженной в процентах) после эксперимента, не прошедшей через сетку:
В таблице 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.
| Таблица 2 | |||||||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | Прототип | |
| ρ, г/см 3 | 1,10 | 1,18 | 1,09 | 1,35 | 1,27 | 1,22 | 1,17 | 1,39 | 1,23 | 1,25 | 1,29 | 1,14 | 1,38 | 1,13 | 1,16 | 1,16 | 1,33 | 1,49 | 1,18 |
| УВ, сек | 40 | 55 | 45 | 54 | 42 | 43 | 53 | 62 | 52 | 60 | 54 | 51 | 65 | 45 | 55 | 48 | 68 | 150 | 30 |
| ПФ, см 3 /30 мин при 0,7 МПа | 10 | 3 | 2,4 | 2,2 | 2,6 | 2,9 | 1,6 | 2,7 | 1,9 | 2,8 | 1,7 | 3 | 2,5 | 2,5 | 1,5 | 2,7 | 2,9 | 2,4 | 2 |
| СНС10/10, дПа | 10/10 | 30/40 | 10/12 | 38/57 | 26/35 | 24/33 | 39/56 | 27/35 | 40/59 | 29/37 | 21/29 | 19/27 | 45/65 | 19/27 | 42/60 | 29/38 | 48/67 | 55/75 | 1,1/1,4 |
| PV, мПа·с | 13,5 | 17 | 14 | 21 | 16 | 18 | 22 | 24 | 20 | 27 | 18 | 16 | 25 | 14 | 21 | 16 | 27 | 45 | |
| YP, дПа | 5 | 20 | 26 | 27 | 21 | 24 | 26 | 23 | 27 | 26 | 17 | 14 | 35 | 16 | 29 | 18 | 36 | 50 | |
| pH | 8,2 | 8 | 8,4 | 8,1 | 8,3 | 8,3 | 8,5 | 8,6 | 8,4 | 8 | 8 | 8,5 | 8,2 | 8,1 | 8,3 | 8 | 8,1 | 8,3 | |
| β,% | 90 | 92 | 95 | 95 | 94 | 93 | 95 | 96 | 94 | 96 | 94 | 95 | 94 | 94 | 93 | 94 | 92 | 91 | 87 |
| А | 0,9 | 0,85 | 0,94 | 0,84 | 0,38 | 0,74 | 0,89 | 0,36 | 0,68 | 0,88 | 0,64 | 0,89 | 0,4 | 0,8 | 0,9 | 0,32 | 0,43 | 0,3 | |
| Д,% | 96 | 95 | 95 | 95 | 97 | 96 | 95 | 94 | 95 | 97 | 93 | 97 | 94 | 96 | 95 | 95 | 96 | 88 | |
| После термостатирования 16 ч при 95°C | |||||||||||||||||||
| PV, мПа·с | 13 | 18 | 15 | 19 | 19 | 21 | 18 | 23 | 17 | 20 | 19 | 14 | 23 | 20 | 16 | 17 | 20 | 42 | |
| YP, дПа | 1 | 10 | 24 | 16 | 12 | 14 | 17 | 19 | 19 | 17 | 15 | 12 | 32 | 16 | 21 | 10 | 33 | 49 |
Данные, приведенные в таблицах 1-2, показывают, что заявляемый раствор имеет низкие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует достаточно прочную полимерную корку. Заявляемый буровой раствор имеет широкий диапазон плотностей, что дает возможность использовать его при бурении скважин с различными пластовыми давлениями. Кроме того, он имеет высокие значения СНС по сравнению с прототипом, то есть он обеспечивает удержание твердой фазы во взвешенном состоянии и хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы. Коэффициент восстановления проницаемости призабойной зоны пласта для заявляемого раствора выше, чем для прототипа и находится на уровне с растворами на углеводородной основе.
| Реагент МУЛЬТИОЛ | 8,5-25 |
| Стабилизатор МУЛЬТИСТАР | 1,5-2,0 |
| Ксантановая камедь | 0,2-0,5 |
| Карбонат кальция | 5-20 |
| Хлорид магния | 4-15 |
| Гидроксид натрия | 1-2 |
| Вода | Остальное |
2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид кальция в концентрации при общем содержании хлоридов не более 40 мас.%
3. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид калия при общем содержании хлоридов не более 30 мас.%
4. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид натрия при общем содержании хлоридов не более 45 мас.%
5. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид кальция и калия при общем содержании хлоридов не более 55 мас.%
6. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид кальция и натрия при общем содержании хлоридов не более 55 мас.%
7. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид калия и натрия при общем содержании хлоридов не более 50 мас.%
8. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид кальция, натрия и калия при общем содержании хлоридов не более 55 мас.%
