Применение ингибиторов при бурении скважин

ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН [c.18]

В нем рассматриваются основные проблемы применения синтетических поверхностно-активных веществ в качестве добавок для улучшения технологических процессов бурения скважин, добычи и переработки нефти (повышение качества промывочных растворов и нефтеотдачи пластов при заводнении, сокращение времени освоения скважин и повышение их производительности, улучшение условий обезвоживания и обес-соливания нефтей путем деэмульсации, ингибиторы коррозии и др.). [c.2]

О лабораторных испытаниях антикоррозионных средств и применении их при бурении скважин см. в [80]. Обзор современных методов применения маслорастворимых ингибиторов коррозии трубопроводов дан в [80а]. [c.499]

Ингибитор коррозии сплавов алюминия в кислотах [179]. Применяется при бурении скважин с применением труб из сплавов алюминия. [c.83]

В процессе бурения, освоения и последующей эксплуатации скважин в призабойной зоне происходят изменения фильтрационных параметров пласта, которые влияют на производительность скважин. Для восстановления и повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин широкое распространение нашли кислотные обработки пласта. Одним из основных факторов, влияющих на эффективность кислотного воздействия, является сохранение в течение длительного времени активного кислотного раствора в условиях повышенных пластовых температур с целью обработки наиболее удаленных зон пласта. Немаловажным является и снижение кислотной коррозии подземного оборудования, при которой возникает опасность загрязнения пласта образующимися соединениями железа, и как следствие, снижения эффективности кислотного воздействия и уменьшения срока службы подземного оборудования. Проведенные исследования показали, что катионоактивные ПАВ могут быть одними из лучших ингибиторов коррозии, применение которых будет повышать эффективность кислотных обработок пласта. [c.16]

Ингибитор коррозии алюминия и его сплавов в растворах щелочей [185]. Рекомендован к применению для алюминиевого сплава Д-16 в глубоком бурении нефтяных скважин. [c.84]

Результаты освоения и исследования скважин Мессояхского месторождения подтвердили необходимость применения методов интенсификации. Наиболее эффективной для данных условий следует считать обработку забоя и призабойной зоны влагопоглощающим ингибитором, поскольку в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией призабойная зона скважин заполняется значительным количеством фильтрата бурового раствора. [c.67]

Водные растворы полимеров находят широкое применение при бурении скважин и добыче нефти. Их используют в качестве загустителей в системе ППД в целях увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта, как селективный изоляционный материал для временной изоляции пластовых вод, как буферную жидкость при глушении скважин, при создании гелевых пробок для очистки трубопроводов [1 и 2]. Описан также опыт применения их в качестве ингибиторов па-рафиноотложений в нефтях [2-5]. [c.67]

Хлористый барий иногда применяется для связывания сульфат-ионов в труднорастворимое соединение сульфат бария. В частности, он был применен для восстановления термостойкости малосиликатной промывочной жидкости при бурении скважины СГ-1 Аралсор при вскрытии сульфаткальциевы.к отложений. Были попытки применения хлористого бария в качестве ингибитора к промывочным жидкостям прп бурении в осложненных (осыпями и обва гами) условиях. [c.66]

Таким образом, на нефтегазодобывающих промыслах практически все технологические операции связаны с применением большого набора химических реагентов — деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, соле- и парафино-отложения, бактерицидов, добавок к воде, закачиваемой для поддержания пластового давления, и т. д. Поэтому все виды сточных вод, пластовая вода, добытая из скважины нефть, товарная нефть и основные технологические операции при определенных условиях могут быть источниками химических реагентов, ПАВ и других соединений, попадающих в окружающую среду. В настоящее время такая опасность является реальной в районах нефтегазодобычи по отношению к подземным водоносным горизонтам, поверхностным водоемам, почве, а также атмосферному воздуху (рис. 2). В то же время необходимо отметить, что в перспективе весь комплекс объектов по добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа должен представлять замкнутый безотходный технологический процесс. Однако для этого необходимо практическое решение ряда вопросов внедрения замкнутой системы при бурении скважин с утилизацией бурового шлама сбора и утилизации всего объ- [c.33]

Проведенные промышленные испытания ингибитора-флокулянта ГИПХ-3 при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири показали, что достичь оптимальных с точки зрения создания высокоингибированного раствора и максимальной реализации флокулирующих свойств концентраций 0,2...0,4 % в буровом растворе удается с трудом. Чаше всего буровой раствор обрабатывали реагентом в количестве 0,05...0,15 %. Это было обусловлено загущением и вспениванием бурового раствора, чрезмерно высоким содержанием флокул в буровом растворе и недостаточно эффективным их отделением в элементах двух-и трехступенчатой системы очистки, а порой и просто замазыванием сеток вибросита. Последнее приводило к снижению скорости очистки бурового раствора и к ограничению количества ГИПХ-3. В результате не был использован весь потенциал желаемого повышения ингибирующих свойств естественного глинистого раствора. С точки зрения практического применения реагентов, обладающих одновременно высокими ингибирующими свойствами и свойствами умеренного флокулянта, необходимо, чтобы флокулирующие свойства не были препятствием для ввода реагента в количествах, необходимых для максимального увеличения ингибирующего эффекта. Поэтому в целях расширения ассортимента и выявления оптимально подходящего реагента к ус- [c.144]

В октябре 1945 г. Американская ассоциация подрядчиков по бурению нефтяных скважин (ААПБНС) выделила средства Бат-телевскому институту г. Колумбус, шт. Огайо, для изучения повреждений бурильных труб при бурении в Пермском бассейне. Результаты этого обширного исследования были суммированы в серии статей, помещенных в журнале Дриллинг контрактор в 1946—1948 гг. В отношении ингибиторов коррозии для буровых растворов был сделан вывод, что наиболее эффективным является хромат натрия в концентрации 2,5 г/л. Обработка этим ингибитором получила широкое распространение при бурении с применением насыщенных солями буровых растворов в Пермском бассейне. [c.72]

ПАВ добавляют во все типы буровых растворов, причем они выполняют различные функции. Они служат в качестве эмульгаторов, вспенивауелей, пеногасителей, смачивающих агентов, моющих средств, смазок и ингибиторов коррозии. Об этом многоцелевом назначении ПАВ уже говорилось в предыдущих главах, во многих публикациях указаны различные источники получения ПАВ, имеющихся в п родаже. Бурение является процессом, в котором взаимодействуют самые разные поверхности. Логично ожидать дальнейших успехов в применении ПАВ для проводки ствола и увеличения продуктивности скважин. [c.502]

В естественных буровых растворах применение наиболее известных ингибиторов — неорганических солей — при бурении основного ствола скважины в Западной Сибири не практиковалось из-за их способности коагулировать дисперсную систему. Основными ингибиторами, применяемыми в этом регионе для буровых растворов, являлись полимерные реагенты, гидрофобизирующие кремнийорганические соединения, смазочные добавки, некоторые регуляторы щелочности. Опыт бурения показал недостаточность этого для решения задач по регулированию содержания твердой фазы раствора и качественного вскрытия нефтенасыщенных пластов. В связи с этим поиск путей по дальнейшему усилению ингибирующих свойств фильтрата раствора является актуальным, так как пока еще не найдены эффективные, полностью отвечающие современным требованиям, химические реагенты. В частности, в качестве ингибиторов не применялись алифатические амины. Известные ингибиторы [26] данного класса АНП-2 и АНПО не исследованы с учетом конкретного минералогиче- [c.48]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология