Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Полимерный раствор

Полимерный раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Полимерный раствор

Cтраница 1

Полимерный раствор в этом случае наносится по свежему или предварительно высушенному покрытию. [1]

Полимерные растворы, обладая преимуществами технической воды, лишены ее многих недостатков и в то же время имеют еще целый ряд специфических положительных свойств. Исследованиями, проведенными в БашНИПИнефти, было установлено, что полимерные растворы, полученные на основе полиакриламида ( ПАА), оказывают крепящее действие на неустойчивые породы, обладают низким поверхностным натяжением фильтрата, имеют высокие смазочные свойства. [2]

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не-гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. [3]

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. [4]

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. [5]

Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей. [6]

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек. Оптимальное содержание полимера в растворе составляет от 0 01 до 0 15 %; при этом оптимальный объем оторочек составляет 20 - 40 % от объема пор пласта. [7]

Полимерные растворы и пластобетон: Пер. [8]

Полимерные растворы, получаемые в этих растворителях, дают хорошую однородность и текучесть и во время испарения не дают пузырей, струпьев и других дефектов. Даже при правильно подобранной смеси растворителей может случиться, что один из них останется после отверждения. Конечно, необходимо не только выбрать смесь растворителей, но ч подобрать количество вещества твердой фазы для каждого данного случая. Концентрация будет определять толщину одного слоя, но она не является определяющим факторам для покрытия в целом. Покрытие в несколько слоев лаком с малым содержанием основы дает лучшие характеристики, чем покрытие одним слоем с большим содержанием основы, IB частности, вследствие того, что многослойные покрытия дают возможность растворителю легко испариться и уменьшают возможность отслаивания ( происходящее во время испарения растворителя) покрытия от поверхности покрываемого изделия. [10]

Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для полимерного раствора уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. [11]

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40 - 50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой ( связанной) воды. [12]

Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для водного раствора полимера уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. [13]

Полимерные растворы обладают свойством снижать фазовую проницаемость для воды и сохранять ее для нефти. Водный раствор полимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропласт-ки, причем чем выше проницаемость пропластка, тем больше поступает в него полимера, и тем значительней повышается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых слоев. Это свойство растворов полимеров широко используется для выравнивания профилей приемистости и отдачи при разработке нефтяных месторождений на любой стадии. [15]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

4.9.1.2. Полимерные растворы

Полимерными называются водные растворы высокомолекулярных веществ (ВМВ), молекулы которых построены путем многократного повторения одного и того же звена - мономера.

Например, мономер полиакриламида (ПАА):

– Ch3 – CH –

CONh3 n

Если в молекуле чередуются разные мономеры, то такое ВМВ называется сополимером.

Молекулярный вес ВМВ может достигать нескольких миллионов (до 10–14).

ВМВ могут быть полиэлектролитами и неэлектролитами.

К полиэлектролитам относятся реагенты на основе водорастворимых эфиров целлюлозы и на основе акриловых полимеров, которые при диссоциации в воде образуют сложный анион и простой катион.

К неэлектролитам относятся крахмальные реагенты, содержащие полярные группы, не имеющие заряда.

Последняя группа реагентов из-за отсутствия полиэлектролитных свойств и трудностей в хранении для получения полимерных растворов используется крайне редко.

Впервые полимерные растворы начали применяться в США в начале 60-х годов, в нашей стране – спустя десятилетие.

Основными особенностями полимерных растворов, определяющими их успешное применение для целей бурения, являются:

1. Псевдопластичные свойства, благодаря которым полимерные растворы обладают хорошей очистной, несущей (транспортирующей) и удерживающей способностью. Это обеспечивается тем, что при малых скоростях сдвига, имеющих место в затрубном пространстве скважин, вязкость полимерных растворов во много раз превышает вязкость воды, а при высоких скоростях сдвига, характерных для промывочных каналов долот, их вязкость близка к вязкости воды.

2. Способность создавать на стенках скважин полимерную пленку, препятствующую проникновению фильтрата в поры горных пород. Это обусловлено проявлением полимерными растворами полиэлектролитных свойств, обеспечивающих, благодаря наличию зарядов, адсорбцию молекул полимера на стенках скважин, а также на частицах выбуренных пород. Последнее, т.е. адсорбция молекул полимера на частицах выбуренных пород, обеспечивает улучшение очистки бурового раствора от шлама вследствие процесса флокуляции.

3. Длинноцепочечные полимеры обладают уникальной способностью снижать гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения (эффект Томса, 1949 г.). Экспериментально установлено, что добавки некоторых ВМВ позволяют снизить гидравлические сопротивления по сравнению с растворителем (водой) на 80 %.

Вывод: полимерные растворы по своим функциональным свойствам существенно превосходят техническую воду, а в ряде случаев, и качественные глинистые растворы, т.е. являются весьма перспективными очистными агентами при бурении в условиях отсутствия флюидопроявлений (бурении при равновесии давления в системе «ствол скважины – пласт»).

Ниже в качестве примеров рассмотрены несколько систем полимерных растворов, в которых твердая фаза выполняет лишь функции кольматанта.

Система FLO-PRO («Фло-Про»)

Низкие значения показателя фильтрации системы достигаются повышенной вязкостью фильтрата, обеспечиваемой реагентом «Фло-Виз», правильно подобранными размером и концентрацией кольматанта (карбоната кальция) и производной крахмала – реагентом «Фло-Трол». Для контроля щелочности раствора используются каустическая сода (NaOH) и гидроксид калия (KOH). Различные соли, такие как хлориды натрия и калия, бромид натрия и др., а также их комбинации могут быть использованы для обеспечения требуемой плотности (в пределах от 1030 до 1800 кг/м3), ингибирующей способности и совместимости с пластовым флюидом. Соли улучшают термостабильность раствора и повышают его устойчивость к бактериальной агрессии. Смазывающие добавки, в общем случае, не требуются. Благодаря отсутствию твердой фазы и высокой концентрации полимеров, коэффициент трения не превышает 0,2.

«Фло-Виз» формирует в растворе ячеистую структуру, обладающую свойствами твердого тела в покое и при скоростях сдвига, близких к нулю, и свойствами жидкости – при высоких скоростях сдвига. Вязкоэластические свойства системы «Фло-Про» обеспечивают высокую удерживающую способность раствора при отсутствии циркуляции, позволяя ему, в то же время, моментально «разжижаться» в момент ее восстановления. Во время циркуляции раствор становится достаточно жидким, что позволяет снизить потери давления, увеличить гидравлическую мощность на долоте и улучшить очистку скважины.

Поддержание вязкости при низкой скорости сдвига (ВНСС) на определенном уровне (например, выше 40000 мПас для горизонтальных стволов) гарантирует хорошую очистку ствола и устойчивость стенок скважины.

Обычные реологические параметры раствора также имеют уникальные значения: пластическая вязкость достаточно низка (менее 10 мПа·с), а динамическое напряжение сдвига очень высоко – более 30 фнт/100фт2.

Накопление в растворе выбуренной твердой фазы приводит к включению ее в структуру, созданную в растворе биополимером, что отрицательно сказывается на ВНСС и прочих свойствах промывочной жидкости. Поэтому, при использовании «Фло-Про» рекомендуется оснащение буровой установки хорошим очистным оборудованием.

Система предполагает поддержание минимальной концентрации твердой фазы. При температуре 95 °С начинается термическая деградация «Фло-Виз». При концентрации соли свыше 3 % термостойкость увеличивается до 140 °С.

Значительный урон раствору, приготовленному на пресной воде или в случае, когда предполагается его длительное хранение, могут нанести бактерии. Применение бактерицидов в этих случаях обязательно.

Поддержание высокой ВНСС позволяет уменьшить радиус проникновения фильтрата и твердой фазы в пласт. Размер частиц кольматанта должен быть подобран с учетом размера и формы пор. Уменьшение концентрации «Фло-Трол» снижает содержание коллоидных частиц в растворе и увеличивает его пригодность для вскрытия продуктивного пласта. Все компоненты раствора, могущие проникнуть в призабойную зону пласти (ПЗП), подлежат удалению (разложению) в процессе заканчивания. Обработка раствора и ПЗП гипохлоритами или кислотами позволяет разрушить полимеры за несколько минут. Применяемый в качестве кольматанта карбонат кальция легко удаляется при обработке соляной кислотой.

Система «Фло-Про» может быть рекомендована для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона ствола.

Система FLO-PRO™ NT («Фло-Про Эн-Ти»)

Уникальные реологические и фильтрационные характеристики системы «Фло-Про Эн-Ти» достигаются в результате синергетического взаимодействия двух основных компонентов системы – высокоочищенного ксантанового полимера «Фло-Виз Плюс» и модифицированного крахмала «Дуал-Фло».

Ниже (таблица 4.7) приведены основные компоненты системы «Фло-Про Эн-Ти», их функции и описание.

Одни реагенты, такие как «Фло-Виз Плюс», «Дуал-Фло» (или «Фло-Трол»), являются обязательными (ключевыми) компонентами системы, тогда как использование других определяется геолого-техническими условиями бурения скважины и параметрами вскрываемых продуктивных пластов.

Система «Фло-Про Эн-Ти» может иметь широкий диапазон значений плотности без использования барита или гематита. Плотность растворов на основе пресной воды составляет от 1030 кг/м3 до 1060 кг/м3, минерализованных растворов – до 1600 кг/м3 (2200 кг/м3 – при использовании формата цезия). Раствор может быть утяжелен в любой момент увеличением концентрации соли. При этом потребуется лишь незначительная дообработка раствора полимерами для регулирования реологических и фильтрационных свойств.

Таблица 4.7 Компоненты системы «Фло-Про Эн-Ти»
Реагент	Назначение	Описание / Состав
FLO-VIS PLUS	Контроль вязкости (ВНСС), реологический модификатор	ХС - полимер высокой степени очистки
DUAL- FLO	Контроль показателя фильтрации	Модифицированный крахмал
X-СIDE 102, X-СIDE 207, M-I CIDE	Бактерицид	Глютаральдегид, триазин
MgO, NaOH, KOH	Контроль рН	Оксид магния, гидроксиды натрия и калия
CaCO3 (UF, F, M, C)	Кольматант	Карбонат кальция различной степени помола
NaCl, CaCl2, NaHCO2, NaBr, CaBr2, ZnBr2	Контроль плотности, ингибитор гидратации глин, регулирование термостабильности	Различные неорганические и органические соли
К-52, KCl, KHCO2	Источник ионов калия, ингибитор	Различные соли калия (ацетат, хлорид, карбонат)
KLA-CURE, KLA-GARD	Ингибитор гидратации глин	Смесь полиаминокислот с ПАВ, холинхлорид
LUBE 167, DRILL-FREE	Смазывающая добавка	Модифицированные масла, гликоли и т.п.
CONQOR 404, SAFE-COR C	Ингибитор коррозии	Ингибиторы на основе тиоцианата, аминов и т.п.
SAFE-BREAK (L, MP), WELLZYME (A, AE)	Разрушители полимерной фильтрационной пленки	Окислители, энзимы

Благодаря тщательно подобранному сочетанию полимеров «Фло-Виз Плюс» и «Дуал-Фло», вязкость системы «Фло-Про Эн-Ти» при высоких скоростях сдвига (в забойных двигателях, насадках долота, элементах КНБК) приближается к вязкости воды. Это способствует снижению потерь давления в скважине и увеличению передаваемой на забой гидравлической мощности.

При низких скоростях сдвига вязкость «Фло-Про Эн-Ти» аномально высока, что обеспечивает высокую удерживающую и транспортирующую способность. При остановке течения мгновенно формируется гелеобразная тиксотропная структура, прочность которой достаточна для удержания в растворе не только крупных частиц выбуренной породы, но и металлических опилок. В отличие от глинистых растворов прочность структуры «Фло-Про Эн-Ти» практически не растет во времени, что способствует снижению пускового давления насосов, уменьшению скачков давления при СПО.

Для снижения зоны проникновения фильтрата в пласт используется специально подобранный по фракционному составу карбонат кальция. При этом система позволяет добиться приемлемых показателей фильтрации в песчаниках проницаемостью 2 Дарси и перепаде давления до 7 МПа даже без использования кольматантов. При использовании карбоната кальция удавалось добиться хороших результатов при вскрытии трещиноватых песчаников и известняков проницаемостью до 6 Дарси и перепаде давления 15,8 МПа.

Отсутствие в составе «Фло-Про Эн-Ти» активной твердой фазы обеспечивает устойчивость системы к внешним воздействиям. Раствор не загустевает в забойных условиях при отсутствии циркуляции, мало подвержен влиянию карбонатных и гидрокарбонатных ионов, сероводорода и жестких пластовых вод. Термостабильность системы зависит от уровня и вида ее минерализации. Так, раствор «Фло-Про Эн-Ти» на основе пресной воды стабилен до 120 °С. Добавление всего 3 % хлорида натрия позволяет увеличить термостойкость до 138 °С. Растворы на основе бромидов кальция и цинка стабильны до 150 °С.

Из-за сравнительно малого объемного содержания твердой фазы и высокой концентрации полимеров коэффициент трения у «Фло-Про Эн-Ти» на 20–40 % ниже, чем у глинистых растворов со смазывающими добавками.

Использование «Фло-Про Эн-Ти» обеспечивает высокое качество первичного вскрытия продуктивных пластов. При этом в большинстве случаев не требуется проведения дополнительных работ по интенсификации притока. Если необходимо, можно произвести кислотную обработку ПЗП для удаления карбоната кальция и обработку окислителями или энзимами для полного удаления полимеров.

Система GLYDRIL («Глайдрил»)

Относится к классу усовершенствованных полимерных растворов (таблица 4.8), в которых для обеспечения высокой степени ингибирования глинистых пород, устойчивости стенок скважины, контроля фильтрации при высоких давлениях и температурах и высокой смазывающей способности применяются полигликолевые технологии.

Таблица 4.8 Компонентный состав системы «Глайдрил»
Наименование	Функция / назначение	Типовая концентрация
Модификация GLYDRIL™ в зависимости от условий бурения	Ингибирование глинистых пород, стабилизация стенок скважин, улучшение качества фильтрационной корки и смазывающей способности	2–5 % об.
POLYPAC UL или R	Понизитель фильтрации	3–14 ,5 кг/м3
POLY-PLUS	Инкапсуляция частиц шлама	0–6 кг/м3
DUO-VIS	Контроль реологических свойств, улучшение выноса шлама	0,5–4,5 кг/м3
Na2CO3, Na2CO3	Контроль жесткости воды затворения
NaOH или KOH	Контроль рН (при необходимости)	0,5–4,5 кг/м3
NaCl, KCl, K2SO4	Дополнительное ингибирование глинистых пород (при необходимости)
GLYDE HS, LUBE-100, LUBE-167, LUBE-177	Улучшение смазывающих характеристик жидкости
M-I BAR	Утяжелитель (при необходимости)

Область применения системы «Глайдрил»: бурение в активных глинистых породах, стволов большого диаметра, на шельфе при большой глубине моря, в условиях повышенных температур, в подсолевых отложениях, в экологически чувствительных районах; скважин с большим отходом забоя от вертикали (таблица 4.9).

		Таблица 4.9
Значения показателей свойств системы «Глайдрил» (API)
Плотность, кг/м3	1080–1800
Пластическая вязкость, мПа·с	8–28
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2	6–15
СНС 10 с, фнт/100фт2	2–25
СНС 10 мин., фнт/100фт2	5–45
рН	8–10

studfiles.net

Полимерный буровой раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Полимерный буровой раствор

Cтраница 1

Полимерные буровые растворы обладают высокой разжижающей способностью при больших скоростях сдвига, например, в бурильной трубе или в долоте. [1]

Полимерный буровой раствор оказался весьма экономичным там, где обычные растворы не обеспечивают устойчивость креп ких, хрупких, осыпающихся сланцев. Затраты на буровой раствор составляют от 15 до 45 долл. Отмечается снижение затрат на буровой раствор и общую стоимость бурения на 25 - 50 % по сравнению с использованием обычных растворов на водной основе. [2]

Полимерный буровой раствор, разработанный специалистами компании Шелл, начали применять на предгорной площади в западной части Канады в 1969 г. В этом районе меха. [3]

Полимерный буровой раствор - раствор на водной основе, содержащий высокомолекулярные полимеры, применяемый при бурении гл. Характеризуется высокой гид-рофильностью и псевдопластичностью - способностью разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких. [4]

Впервые полимерный буровой раствор был применен в США в штате Техас в середине 50 - х годов. [5]

Многие полимерные буровые растворы на водной основе с повышенными значениями напряжения сдвига при низких скоростях сдвига обеспечивают достаточно эффективный вынос шлама из затрубного пространства скважин большого диаметра. Возникает естественный вопрос, сможет ли буровой раствор на углеводородной основе, обладающий аналогичными свойствами, обеспечить эффективную очистку ствола скважины. Буровые растворы на водной и углеводородной основе с эквивалентными реологическими свойствами в этом отношении ведут себя по-разному. Приведенные на рис. 2.10 реограммы показывают, что реологические профили двух растворов при температуре 38 С очень похожи. [6]

Некоторые полимерные буровые растворы также характеризуются невосприимчивостью к загрязнению солью, цементом и гипсом. [7]

Отсутствие проникновения полимерных буровых растворов в - пласты-коллекторы подтверждается также анализом кривых бокового каротажного зондирования, проведенного по 27 скважинам. [8]

В состав малоглинистого полимерного бурового раствора Порофлок входят полимеры, кислоторастворимый кольматант, смазывающие и другие добавки. [9]

При применении эмульсионных, ингибиро-ванных и недиспергирующих полимерных буровых растворов, растворов на нефтяной основе и др. контроль показателей свойств, характерных для каждого специального раствора, и их регулирование проводятся согласно инструкциям по применению. [10]

В нашей стране полимерные буровые растворы впервые нашли применение лишь в первой половине 70 - х годов. С их применением связаны работы Ахмадеева К. С., Дедусенко Г. Д., Кистера Э. Г., Ли-пекса М. И., Скальской У. А., Туранова М. К., Шарипова А. У. и др. В качестве полимеров использовались ГПАА, метас, гипан, реагент К-4 и др. При необходимости в раствор добавляли ингибирующие добавки, некоторые виды отходов металлургических и химических производств. [11]

Все шире применяют малоглинистые и безглинистые полимерные буровые растворы, а для промывки скважин - техническую воду. Разрабатываются средства и технология бурения скважин в условиях равновесия давлений в системе скважина-пласт. [12]

Регулирование вязкостных свойств полимерных буровых растворов / / Физические проблемы научно - техн. [13]

Если бурение ГС выполнялось с использованием полимерного бурового раствора, то первую солянокислотную обработку производят в щадящем режиме, без создания больших перепадов давления. Эта обработка производится с целью удаления полимерного раствора со стенок ГС. Для этой цели используют 8 - 10 % раствор кислоты или кислотную смесь медленного действия. [14]

В брошюре рассматриваются результаты оценки влияния полимерных буровых растворов на основе полиакриламида и КМЦ на коллек - торские двойства продуктивных пластов, показатели и информатив - ность геофизических исследований разреза скважин на месторожде - ниях Башкортостана. Показано положительное влияние полимерных растворов на технико-экономические показатели бурения и заканчива - ния скважин, отбор керна, качество вскрытия и освоения продуктивных плдстов, изоляцию пластовых вод. Рассматриваются особенности выделения, определения емкостных свойств, оценки характера насыщения коллекторов. [15]

Страницы: 1 2 3

www.ngpedia.ru

Полимерный раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Полимерный раствор

Cтраница 3

Полимерный раствор как буферная оторочка предохраняет размывание дорогостоящей оторочки мицелляр-ного раствора. Вязкость полимерного раствора на контакте с мицеллярным выбирается таким образом, чтобы вязкости или коэффициенты подвижности при этом были равны между собой. Для экономии полимера уменьшают концентрацию его раствора от максимальной на контакте с оторочкой мицеллярного раствора до нулевой на контакте с проталкивающей водой. Вода для вытеснения всех перечисленных оторочек может быть пресной, пластовой или морской. [31]

Полимерные растворы на основе ППА могут утяжеляться до плотности 1 4 г / см3 добавками мела. [32]

Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет двух эффектов - повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды - происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и как следствие - повышение охвата пластов заводнением. [33]

Полимерные растворы, наряду с эффектами вязкоупругости, проявляют при движении в пористой среде и аномалии, обусловленные их микрогетерогенностью и способностью сорбироваться в скелете пористой среды, изменяя ее гидравлическое сопротивление. [34]

Полимерный раствор может быть, таким образом, представлен в виде квазикристаллической решетки, каждая ячейка которой может быть занята или молекулой растворителя, или сегментом полимерной молекулы. Тогда полный объем этого раствора будет равен ( п1 ап2) У, где rtj и п2 - числа молей растворителя и растворенного вещества в растворе соответственно. [36]

Специальные полимерные растворы разработаны с целью предупреждения их ухода в продуктивный пласт. В качестве агента, регулирующего вязкостные и фильтрационные свойства жидкости глушения, используют различные полимерные загустители. Полимерные системы в зависимости от типа применяемого полимера могут быть тиксот-ропными и нетиксотропными. Нетиксотропные жидкости глушения обладают повышенной вязкостью, но не способны к гелеобразованию. Применение их ограничено лишь необходимостью повысить удерживающую способность жидкости при циркуляции. Тик-сотропные жидкости глушения характеризуются значительной вязкостью и структурно-механическими свойствами. Это позволяет им удерживать во взвешенном состоянии твердые частицы длительное время после прекращения циркуляции жидкости. [37]

Полимерный раствор полиакриламида обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для полимерного раствора уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. [38]

Полимерный раствор малой концентрации в хорошем растворителе есть сильно флуктуирующая система; в этом отношении существует качественная и количественная аналогия полимеров с другими системами с развитыми флуктуациями-например, магнетиками вблизи точек фазовых переходов второго рода; сильно флуктуирующие системы, в том числе полимерные, характеризуются критическими показателями. [39]

Многие полимерные растворы образуют пленки с некоторой ориентацией молекул, если в процессе сушки их постоянно подвергать сдвигу, например перемещая раствор в заданном направлении с помощью плоской ленты. Высокомолекулярные полимеры, как правило, ориентируются легче, чем их низкомолекулярные аналоги. [40]

ЕЛИЯЮТ полимерные растворы на геофизические характеристики по которым определяются емкостные свойства. [41]

Полу разбавленные полимерные растворы в хорошем или 6-растворителе, как и разбавленные, обладают свойством универсальности и могут изучаться в терминах любой ( проще всего - стандартной бусинковой) модели полимерной цепи. [42]

Прядомость полимерного раствора определяется соотношением между поверхностным натяжением и вязкостью жидкости. [43]

Получение полимерных растворов является одним из наиболее широко используемых и универсальных способов превращения гранулированных или порошкообразных синтетических полимеров в окончательную мембранную форму в виде плоской пленки или волокна. [44]

Большинство полимерных растворов, предназначенных1 - для отливки мембран ( за исключением растворов, использ уемых для получения ультратонких пленок), сгущается. Объейная доля полимера р в растворе при комнатной температуре 0 5 и обычно составляет 0 3 - 0 4 в растворах для сухого пр ядевия плотных полых волокон, где требуется высокая вязйбеть ( 10й: мПа - с), 0 2 - в растворах для мокрого формования плоских мембран ( 104 с мПа - с) и 0 1 - в растворах для сухого формования плоских мембран ( 103 мПа - с) Г Еслн Ф0 5 ли если полимер полукристаллический и не имеет сильных полярных взаимодействий с растворителем, то1 для растворения требуется нагревание. Именно это и происходит, например, при прядении полых волокон и экструзии плотных пленох из геля или расплава. Для получения концентрированных полимерных растворов в ряде случаев используют несколько растворителей. [45]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи» - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Polymer drilling muds. Their evolution «from rags to riches»

V.OVCHINNIKOV, N.AKSENOVA, L.KAMENSKI, V.FEDOROVSKAYATyumen state oil and gas University

В статье приведен обзор полимерных буровых растворов и их эволюции – процесс совершенствования от «буровой грязи» с момента возникновения бурения и до современных многокомпонентных и многофункциональных систем. Предложена классификация полимерных реагентов, применяемых в буровых промывочных жидкостях.

The article provides an overview of polymer drilling mud and their evolution-improvement process of «drilling dirt» since the beginning of drilling up to modern multicomponent and multifunctional systems which are currently used. The classification of polymeric reagents used in circulating fluids is offered.

При строительстве скважин вынос разрушенной породы на устье скважины осуществляется циркуляцией промывочной жидкости. С развитием технологии бурения, технических средств, из-за изменения термобарических условий, увеличения доли трудноизвлекаемых запасов и т. д., предъявляемые к промывочным жидкостям требования постоянно расширяются, а вместе с ними претерпевают изменения и их рецептуры, физико-механические и химические свойства: от «буровой грязи» (начало возникновения бурения в III – IV вв. – бурение неглубоких скважин в середине XX вв.) до сложных многокомпонентных систем с регулируемыми в широком диапазоне технологическими свойствами (в настоящее время). Это буровые растворы на водной основе (в т.ч. и вода), на углеводородной основе (в т.ч. и нефть), газообразные растворы (в т.ч. воздух и газ) и пены (рис. 1). Здесь немаловажная роль отводится сотрудникам отраслевых институтов и предприятий (НПО «Бурение», «СургутНИПИнефть», «СибНИИНП», «ТюменНИИгипрогаз» и др.), высших учебных заведений (УГТНУ, ТюмГНГУ, РГУ им. И.М. Губкина и др.)

Рис. 1. Классификация буровых промывочных жидкостей [1]

Развитие химической промышленности и вместе с ней разработка высокомолекулярных соединений, полимеров способствовали их применению при строительстве скважин.Первый полимерсодержащий буровой раствор был применен в США в середине 50-х годов прошлого столетия. Он состоял из бентонитового порошка, полимера (сополимер винилацетата и малеиновой кислоты) и кальцинированной соды [2]. Полимер обладал флокулирующими и загущающими свойствами. В России в 1934 г., по предложению В.С. Баранова и З.П. Букса, использованы гуматные реагенты (УЩР), которые по современным представлениям являются полимерами с широким диапазоном молекулярных весов, образованных конденсированными ядрами и боковыми цепями с функциональными группами [3]. За рубежом гуматные реагенты получили распространение лишь после Второй мировой войны, хотя первый патент на применение гуматов для обработки буровых растворов был выдан в США еще в 1935 г. Наиболее широко в нашей стране полимерсодержащие буровые растворы начали применять в первой половине 1970-х гг. Этому в немалой степени способствовали работы Б.А. Андрессона, О.К. Ангелопуло, Р.С. Ахмадеева, Г.Д. Дедусенко, Э.Г. Кистера, Г.В. Конесова, Я.М. Курбанова, М.И. Липкеса, Р.Р. Лукманова, М.Р. Мавлютова, К.Л. Минхайрова, В.П. Овчинникова, А.И. Пенькова, У.А. Скальской, М.К. Турапова, А.У. Шарипова, И.Ю. Хариева и многих др. Эволюция составов полимерных буровых растворов двигалась в направлении от обеспечения стабильности функциональных свойств нарабатываемого «самозамесом» в процессе разбуривания пород бурового раствора к обеспечению максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии. Как любое развитие (от простого к сложному) первоначально применение полимеров в буровой практике обусловливалось стремлением повышения механической скорости и проходки. Со временем, с изменением геологических условий залегания продуктивных пластов (увеличением глубины скважин, температур, давлений и наличием несовместимых зон), буровые растворы становятся ингибированными, устойчивыми к воздействию пластовых условий и экологически чистыми. Они приобретают способность обеспечивать устойчивость пород в скважине и сохранять их коллекторские свойства (рис. 2).

Рис. 2. Эволюция полимерных буровых промывочных жидкостей

Например, использование рецептур с добавками полимерных реагентов (КМЦ) и органосиликата натрия ГКЖ-10, 11 [4] для гидрофобизации выбуренной породы и понижения вязкости глинистых растворов позволило улучшить состояние стенок скважин, ограничить содержание нефти в растворе и, соответственно, повысить качество цементирования скважин. Решение проблемы сокращения сроков строительства скважины, снижения осложнений и других вопросов обусловило применение полимерглинистых буровых растворов с добавками акриловых полимеров, в основе защитного действия которых лежат ряд физических и химических явлений, связанных со структурой полимера, его концентрацией, а также характером взаимодействия с дисперсионной средой и дисперсной фазой. В погоне за метрами при низкой аварийности, при отсутствии осыпей, обвалов, потерь бурового раствора и других осложнений совершенно не уделялось внимания сохранности продуктивного пласта. Буровики нещадно «губили» пласты, а разработчики не могли «выжать» из скважины желаемый дебит. Поэтому следующим эволюционным шагом в развитии рецептур буровых растворов стала разработка промывочных жидкостей, позволяющих сохранять коллекторские свойства пласта. На передний план выходят безглинистые буровые растворы (ББР), содержащие природные органические полимеры – биополимеры и природные модифицированные полимеры. Биополимеры – класс полимеров, встречающихся в природе в естественном виде, входящих в состав живых организмов: белки, нуклеиновые кислоты, полисахариды. К природным модифицированным полимерам относятся полусинтетические смолы, получаемые при химической модификации целлюлозы и представляющие смесь полимергомологов общей формулы [С6Н702 (ОН)3]2n, которые отличаются величиной коэффициента n, т.е. длиной цепей [3].Следует отметить, что многие исследователи в области буровых растворов не делают четкого разграничения между полимерами, полисахаридами, биополимерами, модифицированными полимерами при анализе и сравнении полимеров различных классов. Иногда можно встретить определение КМЦ как биополимера, или, например, считают, что биополимерные компоненты буровых растворов (биополимеры), – это только микробные полисахариды, продуцируемые на углеводах. Такое мнение ошибочно. Классификационная схема полимеров, предлагаемая нами, представлена на рис. 3.

Рис. 3. Классификация полимеров, применяемых в буровых растворах

Безглинистые полимерные системы наиболее полно отвечают требованиям промывки скважин, в том числе с горизонтальными стволами, и находят все большее применение в буровой практике. Данным системам свойственно изменение в широком диапазоне реологических свойств, что обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента за счет резкого снижения вязкости при высоких скоростях сдвига и мгновенной фильтрации, а в то же время – достаточно высокую выносящую способность бурового раствора за счет тиксотропного восстановлении структуры в режиме низких скоростей сдвига. Безглинистые полимерные системы способны снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме, уменьшая тем самым гидродинамическое давление и негативное воздействие на пласт. Благодаря вязкоупругим свойствам они могут увеличивать фильтрационное сопротивление пористой среды, снижая возможность гидроразрыва пласта.При разработке рецептуры безглинистого бурового раствора основной задачей является выбор полимерного реагента, способного в процессе строительства скважины обеспечить формирование кольматационного экрана в ПЗП, который деструктурируется после окончания строительства скважины, тем самым обеспечивая восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.Типичным примером модифицированных природных полимеров является натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na–КМЦ). КМЦ была получена в 1933 г. С.Н. Даниловым и Н.И. Крестинской. Промышленный метод производства разработали Ш.З. Финкельштейн, К.Ф. Жигач, Е.М. Могилевский [3]. В первое время в бурении применялись низкомолекулярные марки карбоксиметилцеллюлозы со степенью полимеризации 250 – 600 [5]. В ходе исследовательских изысканий отечественными учеными И.М. Тимохиным, Э.Г. Кистером, В.Д. Городновым и др. в 1970-х гг. было установлено, что реологические характеристики растворов КМЦ зависят от ее концентрации в растворе, фракционного состава, степени полимеризации и содержания электролитов [2, 3, 5]. В.Н. Тесленко исследована термоокислительная деструкция КМЦ и предложены ингибиторы [6]. Позднее был предложен метод получения термостойкой модификации Na–КМЦ пролонгированного действия (ВЭЦ–Т), карбоинол [7]. После перехода на рыночные отношения направление простых эфиров целлюлозы, в т.ч. карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), получило новый импульс развития. За последние годы в России созданы производства КМЦ во Владимире, Краснокамске, Бийске, Екатеринбурге, Казани и Нижнем Новгороде, организовано производство КМЦ в Беларуси (г. Светлогорск) и в Украине (г. Днепродзержинск), [9]. Постоянно проводятся работы по получению модифицированных реагентов на основе КМЦ с новыми свойствами (например, полианионная целлюлоза (ПАЦ). В частности, ЗАО «Полицелл» выпускает три марки ПАЦ, различающиеся вязкостью: ПАЦ–В, ПАЦ–Н и ПАЦ–УН. Зарубежными аналогами являются высоковязкие марки РАС–R (фирма Baroid), Tylose ECH (фирма Clariant), Celpol R (фирма Noviant) и низковязкие марки РАС–L (фирма Baroid) и IDF FLR XL(фирма IDF). Производство водорастворимых простых эфиров целлюлозы достигает около 380 тыс. т/год, из которых 180 тыс. т/год составляет КМЦ. Остальное приходится на другие водорастворимые эфиры целлюлозы, в том числе: 114 тыс. т/год – метилцеллюлоза и ее производные, 65 тыс. т/год – гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза. Наблюдается их ежегодный прирост, составляющий около 2%. Полимер КМЦ является самым распространенным реагентом

burneft.ru

Полимерный буровой раствор - это... Что такое Полимерный буровой раствор?

Полимерный буровой раствор (a. polymer drilling mud; н. Polymerspulung, Polymerbohrspulung; ф. boue de forage au polymere; и. solucion de perforacion polimero) - раствор на водной основе, содержащий высокомолекулярные полимеры линейного строения, применяемый при бурении гл. обр. крепких пород. Xарактеризуется высокой гидрофильностью и псевдопластичностью - способностью разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких. Pазличают безглинистые и малоглинистые П. б. p. Для приготовления безглинистыx П. б. p. используются гидролизов. полиакриламид (ГПАА), оксиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) и карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), биополимеры и др. соединения. Kомплексообразователями служат хромовые, алюминиевые и т.п. соли. B малоглинистых П. б. p. используются полимеры двойного действия, являющиеся стабилизаторами бентонитовых суспензий и коагуляторами высокодисперсных частиц. Для приготовления малоглинистыx П. б. p. применяются в осн. акриловые полимеры (ГПАА, метас, гидролизов, полиакрилонитрил - гипан и др.), сочетающиеся c КМЦ-600, КМЦ-700 и подобными полимерами, обеспечивающими дополнит. снижение фильтрации. Для утяжеления П. б. p. применяются водорастворимые соли тяжёлых металлов. Cодержание комплексообразователей не превышает 0,4%, бентонита 2-6% (в малоглинистых растворах). Фильтрация П. б. p. 5-10 см3, плотность неутяжелённых растворов 1000-1060 кг/м3. При бурении в глинистых отложениях П. б. p. добавляют KCl и др. П. б. p. способствуют увеличению механич. скорости проходки, стойкости долота, снижению абразивного износа трущихся частей насосов и др. Литература: Дедусенко Г. Я., Иванников B. И., Липкес M. И., Буровые растворы c малым содержанием твердой фазы, M., 1985. Г. Я. Дедусенко.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

Полимерное заводнение
Полиметаллические руды

Смотреть что такое "Полимерный буровой раствор" в других словарях:

полимерный буровой раствор — Буровой раствор с полимерной добавкой для увеличения вязкости [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN polymer drilling mudpolymer mud … Справочник технического переводчика
Буровой раствор — (англ. drilling fluid, drilling mud; нем. Spülung, Bohrschlamm, Spülflüssigkeit) сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе… … Википедия
Буровой раствор полимерный — Полимерный буровой раствор водный раствор высокомолекулярных полимеров, структурированных малыми добавками бентонита или без него... Источник: ПРАВИЛА ОХРАНЫ ВОД ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ. РД 153 39 … Официальная терминология
полимерный безглинистый буровой раствор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN Bex … Справочник технического переводчика
ПБр — пехотная бригада воен. Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. 318 с. ПБР Партия бедноты России полит., РФ Словарь: С. Фадеев. Словарь… … Словарь сокращений и аббревиатур
ОПБР — облегчённый полимерный буровой раствор энерг … Словарь сокращений и аббревиатур
буровий розчин полімерний — буровой раствор полимерный polymer drilling mud *Polymerspülung, Polymerbohrspülung – розчин на водній основі, який містить високомолекулярні полімери лінійної будови, що застосовується при бурінні головним чином міцних порід. Характеризується… … Гірничий енциклопедичний словник

dic.academic.ru

Полимерный раствор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Полимерный раствор

Cтраница 2

Полимерный раствор подается как промежуточный рабочий агент с целью повышения равномерности охвата заводнения. Промежуточный рабочий агент может подаваться порциями с постепенно понижающейся вязкостью, например, от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды. [17]

Полимерный раствор, в к-ром объемная доля растворителя так мала, что объемные взаимодействия не сводятся к парным или тройным столкновениям, а имеют существенно многочастичный характер, наз. [19]

Полимерные растворы способны образовывать относительно долгоживущие нити. Это наблюдается, например на заключительной стадии распада тонкой капиллярной струи раствора полимера. Нити под действием поверхностного натяжения, создающего боковое обжатие жидкости, постепенно утоньшаются во времени и, что эквивалентно, по мере удаления от насадки. [20]

Полимерный раствор в этой области концентраций называется полуразбавленным. Существование полуразбавленной области является отличительной чертой полимерных растворов. [22]

Полимерные растворы, в которых объемные доли растворителя и полимера сравнимы, называются концентрированными. В пределе полного отсутствия растворителя получается чистое полимерное вещество. В зависимости от характера и силы взаимодействия звеньев концентрированный полимерный раствор или чисто полимерное вещество может пребывать в одном из следующих четырех фазовых состояний: кристаллическом, стеклообразном, высокоэластичном и вязкотекучем. [23]

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. [24]

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизо-ванного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. [25]

Полимерный раствор обладая высокими ингибирующими свойствами образует на стенках скважин граничную полимерную пленку, которая предотвращает проникновение раствора в пласт. [26]

Полимерный раствор фильтруется Е водоносный пласт при меньшем давлении, Е больших объемах и на большую глубину, чем Е нефтеносный пласт. Глубина зоны проникновения зависит от коллекторских свойств пласта, величины репрессии и свойств самого раствора. Лучшими водоизолирувщими свойствами обладает полимерные растворы без твердой фазы. [27]

Полимерный раствор образует на стенках скважины граничную пленку, сохраняя их устойчивость предотвращая колебания диаметра сквакины; при использовании полимерного раствора не образуется такие и фильтрационной корки. Зти факторы являются положительной предпосылкой для применения метода ГГК-П. [28]

Полимерные растворы, содержащие ксантановую смолу, относятся к структурированным системам. [29]

Полимерные растворы в пласте подвержены также биологическому разрушению, интенсивность которого зависит от типа полимера. В результате биодеструкции, достигающей 18 - 65 % в течение первых 60 сут, молекулярная масса полимеров снижается в 1 2 - 3 раза. [30]

Страницы: 1 2 3 4