Застосування поверхнево-активних речовин 1 страница
| 1. Диагностика болезней внутренних органов, А.Н. Окороков, Т.2, 2001 |
| 2. Доэрти М., Доэрти Дж. Клиническая диагностика болезней суставов Пер. с англ. А.Г.Матвейкова. — Мн.: Тивали, 1993. — 144с. |
| 3. Комаров В.Т. Побочные действия при использовании нестероидных противовоспалительных средств у больных с ревматическими болезнями. Клиническая медицина. 2001 №1 С.60-61 |
| 4. Кузин А., Румянцев В. Поражение суставов при воспалительных заболеваниях кишечника. Врач 2005 №7 С.14 |
| 5. Лечение болезней внутренних органов, А.Н.Окороков, Т.2 2001 |
| 6. Лечение деформационного остеоартроза крупных суставов в поликлинике. Амбулаторная хирургия 2002 №4 С.26 |
| 7. Насонова В. Системные заболевания соединительной ткани: этиология и патогенез Врач 2000 №9 С.3 |
| 8. Особенности анемии при ревматоидном артрите Терапевтический архив, 2002 №1. С.77 |
| 9. Мухин Н. «Ревматоид» Понсе. Врач 2001 №2 С.11 |
| 10. Состояние гемостаза у больных ревматоидным артритом. Терапевтический архив. 2005 №4. С.74. |
| 11. Сравнительная эффективность антибактериальных препаратов в лечении реактивного артрита. Клиническая медицина 2003 №3 С.51 |
| 12. Суставной синдром при болезни Рейтера. Вестник дерматологии и венерологии 2005 №5 С.30 |
| 13. Филоненко С.П., Якушин С.С. Боли в суставах. Дифференциальная диагностика. – М.: ГЭОТАР-Медиа, 2010. –176с. 14. Цурно В., Обухова О. Лечение суставного синдрома при хронической ревматической болезни сердца Врач 2005 №5 С.42. |
| 15. Цурно В.В. Взаимодействие НПВП с иАПФ у больных ревматическими заболеваниями. Терапевтический архив .2003 №5 С.64 |
| 16. Эффекты комплексного лечения больных РА с применением природных факторов. Афтореферат диссертации Абаевой Т.В. Владикавказ, 2000. |
Застосування поверхнево-активних речовин
Речовини, які здатні адсорбуватися на поверхні розділу фаз і активно впливати на поверхневі властивості систем, називають поверхнево-активними (ПАР).
Вони змінюють інтенсивність молекулярної взаємодії в поверхневих шарах компонентів системи, активно впливають на електрокінетичні сили.
В нафтогазовидобувній промисловості ПАР використовують з метою:
– покращання якості існуючих і утворення нових видів промивних рідин, які використовуються при бурінні, розкритті продуктивних пластів та їх обробці;
– підвищення швидкості буріння;
– запобігання обвалювань і закріплення стінок свердловини в процесі буріння;
– покращання якості цементування свердловин;
– обезводнювання і обезсолювання нафти;
– проведення внутрішньосвердловинної деемульсації;
– ізоляції сторонніх вод;
– запобігання корозії обладнання;
– очищення нафтових ємностей;
– підвищення коефіцієнта нафтогазовіддачі продуктивних пластів.
ПАР, що використовуються для розкриття продуктивних пластів, мають відповідати таким умовам:
– суттєво зменшувати величину поверхневого натягу на границі розділу між водою і вуглеводневим середовищем;
– покращувати змочування породи нафтою в присутності водного фільтрату промивної рідини;
– перешкоджати диспергуванню і набуханню глинистих частинок в присутності водного фільтрату;
– перешкоджати утворенню емульсії в породах-колекторах;
– перешкоджати концентрації смолистих речовин на границі розділу фаз “нафта–вода”;
– не утворювати нерозчинного осаду при контакті з пластовими водами та гірськими породами;
– бути ефективними в малих концентраціях.
ПАР уявляє собою органічне з’єднання, молекули якого утворені двома різними групами, які з точки зору розчинності володіють протилежними властивостями (одна з них гідрофільна, а друга - гідрофобна).
Вихідними матеріалами для виробництва ПАР є залишки рафінування рослинної олії та перегонки нафти, а також продукти перегонки деревини і коксування вугілля.
До найбільш розповсюджених ПАР, які виготовляються промисловістю для розкриття продуктивних пластів, можна віднести:
УФЕ8 – продукт конденсації технічних вугільних фенолів з оксидом етилену. Використовується для зниження поверхневого натягу на границі розділу фаз “нафта–вода–порода” з метою збереження нафтопроникності привибійної зони пласта під час розкриття продуктивних колекторів промивними рідинами на водній основі;
ОП-10 – продукт конденсації алкілованих фенолів з оксидом етилену (алкілування – реакція введення алкілу вуглеводневого радикалу в молекулу органічної речовини). Подібно до УФЕ8 використовується для обробки промивних рідин при розкритті продуктивних пластів з метою збереження нафтопроникності. ОП-10 повністю розчиняється у воді, навіть у мінералізованій, не утворює нерозчинних осадів при взаємодії з солями пластової води, підвищує коефіцієнт відновлення нафтопроникності у 2–2,5 рази. ОП-10 зменшує також водонасиченість породи при витісненні водного розчину ПАР нафтою, що обумовлено, в основному, витісненням плівкової і капілярно-зв’язаної води;
Сульфонол НП-1 – продукт алкілування бензолу. Використовується при розкритті нафтоносних пластів для збереження проникності, а також як емульгатор нафти і гідрофобізатор твердої фази в промивних рідинах на нафтовій основі.
Тип ПАР і її концентрація в промивній рідині встановлюється, виходячи з задач обробки пласта, властивостей пластового флюїду, умов розкриття пласта, мінералогічного складу порід та інших факторів.
10.7. Особливості розкриття об’єктів з аномальними пластовими тисками
В більшості свердловин буріння ведеться при позитивному перепаді тисків і для запобігання погіршення колекторських властивостей продуктивного пласта необхідно використовувати промивні рідини, які б не забруднювали пласт.
10.7.1. Розкриття продуктивних пластів з аномально низьким пластовим тиском
Приплив пластової рідини в свердловину під час її освоєння проходить за рахунок різниці між пластовим тиском ( 
) на контурі живлення і вибійним тиском в свердловині ( 
), а при розкритті пластів бурінням з АНПТвиникає небезпека, що під впливом позитивного диференціального тиску може статися проникнення на велику відстань углиб пласта не тільки фільтрату, але і поглинання самої промивної рідини.
Отже, при розкритті пластів бурінням в умовах АНПТ з промиванням свердловини глинистими розчинами та іншими рідинами із-за підвищених репресій в більшості випадків проходять:
• необоротні зниження природної проникності гірських порід привибійної зони свердловини (ПЗС);
• втрати циркуляції промивної рідини, які викликають флюїдопрояви із вище розміщених пропластків;
• ускладнення процесу буріння в результаті поглинань, флюїдопроявів, осипань і інших видів, які можуть створити аварійні ситуації;
• додаткові витрати часу, енергії, хімічних реагентів і інших матеріальних ресурсів для ліквідації аварій і ускладнень, які можуть виникати в процесі буріння а також при освоєнні свердловини.
Розкриття газових і газоконденсатних пластів з коефіцієнтом kа≤0,70 викликає не тільки інтенсивні поглинання, але й необоротні зниження природної проникності гірських порід ПЗС.
Практичний досвід показує, що використання глинистих розчинів при розкритті пластів з АНПТ призводить до зниження дебітів як нафтових так і газових свердловин в порівнянні з свердловинами, де застосовувалися розчини на вуглеводневій або біополімерній основі.
Але, в цілому, використання бурових розчинів як на водній, так і на вуглеводневій основі не рішає проблеми якісного розкриття високопроникних пластів.
Викликати приплив з таких пластів стає неможливим, але уникнути головної причини поглинань можна зменшенням диференціального тиску до нуля, тобто необхідно підтримувати рівновагу між тиском в свердловині і пластовим тиском (збалансоване буріння) або навіть створити від’ємний диференціальний тиск.
Перехід на використовування спеціальних промивних рідин або способів розкриття продуктивних пластів проводиться у випадках виникнення катастрофічних поглинань. Для розкриття пластів в цих умовах використовуються пінні системи і газоподібні промивні агенти:
• піна, аерована рідина;
• природний газ, азот, вихлопні гази двигунів внутрішнього згорання (ДВЗ);
• туман (двокомпонентна система, яка складається з газу і краплинної рідини, що містить, як правило, поверхнево-активні речовини (ПАР) і інгібітор корозії).
Диференціальний тиск зменшують за рахунок застосування легких промивних рідин або газів. Якщо коефіцієнт аномальності пластового тиску менший за одиницю, але близький до неї ( 
), то рівновагу тисків можна забезпечити використанням рідин на вуглеводневій основі. Якщо 
, то для підтримки рівноваги тисків можуть бути використані аеровані розчини і піни. При дуже низьких пластових тисках ( 
) в сприятливих умовах розкриття продуктивних пластів можна проводити з використанням газоподібних агентів або способу буріння з місцевим промиванням.
Слід відзначити, що навіть рівновага тисків не виключає ймовірності попадання фільтрату промивної рідини в пласт, хоча і в меншій кількості. Тому вимоги до промивної рідини для розкриття продуктивних пластів залишаються незмінними (див. розд. 10.5).
Найбільш складними з точки зору якісного розкриття продуктивної зони є умови, коли величина пластового тиску нижча від гідростатичного.
Для підтримання рівноваги тисків, як уже зазначалося, можна знизити густину промивної рідини шляхом її аерації, підключивши компресор до напірної лінії циркуляційної системи бурової. Підтримання рівноваги тисків найпростіше можна досягнути зміною ступеня аерації (відношення об’ємної витрати газу до об’ємної витрати рідини).
Однак застосування аерованої рідини на водній основі, навіть обробленої ПАР, не дозволяє уникнути забруднення пласта фільтратом.
Від’ємного диференціального тиску на пласт можна досягти шляхом зниження рівня рідини в свердловині, що реалізується при роторному способі буріння з місцевим промиванням або при бурінні з допомогою електробура на кабелі. З тією ж метою можна використати ударне буріння або циркуляційну систему з подвійною концентричною бурильною колоною – ерліфтом [2]. По внутрішньому каналу подвійної бурильної колони подається промивна рідина, а по кільцевому – повітря. Нижня частина подвійної колони приєднується до звичайної бурильної колони, по якій промивна рідина продовжує рух вниз, а повітря в цьому місці виходить в свердловину і аерує промивну рідину, яка рухається від вибою. Тиск у свердловині може регулюватися двома параметрами: глибиною спуску подвійної бурильної колони або ступенем аерації.
Для розкриття продуктивних об’єктів з пластовими тисками, коефіцієнт аномальності яких знаходиться в межах 0,4-1,0, можна застосувати піни.
Піни мають властивості, які надають їм перевагу перед усіма промивними рідинами на водній основі, а саме:
– запобігання проникнення фільтрату в пласт за рахунок заклинювання пухирців піни в порових каналах;
– забезпечення виносу вибуреної породи через високу несучу здатність піни;
– можливість досягнення малої густини та її зміни в широкому діапазоні.
Завдяки цим властивостям піни знаходять все більше застосування при розкритті нестійких пластів з аномально низьким тиском. Піна забезпечує також розкриття пластів з аномально низьким тиском при водопроявах.
Застосування газоподібних агентів. Вперше у світовій практиці повітря для продування свердловин було застосовано на Бориславському родовищі в 1918 році. Газоподібні агенти можуть застосовуватися лише при розкритті пластів з дуже низькими коефіцієнтами аномальності пластового тиску, а також пластів з низькою проникністю і відсутністю або незначними водопроявами. Слід також враховувати, що повітря з природним газом утворює вибухонебезпечні суміші. Але там, де можливо використати газоподібні агенти, в повній мірі проявляються їхні численні переваги, основними з яких є:
– відсутність забруднення привибійної зони свердловини(коефіцієнт відновлення проникності 1,0);
– зростання механічної швидкості буріння і ресурсу роботи доліт;
– виключення ймовірності поглинань в продуктивні пласти навіть з дуже низькими аномальними пластовими тисками;
– підвищення якості результатів дослідження пластів, що розбурюються;
– створення сприятливих умов для виклику припливу нафти;
– низька вартість.
Однак при бурінні свердловини з продуванням виникають ускладнення (утворення сальників, пробок), особливо коли інтенсивність припливу води перевищує 0,3 м3/год. За таких умов буріння стає неможливим, якщо не додавати піноутворюючі агенти.
З використанням пін можна досягнути ефективного очищення свердловини з припливом води до 30 м3/год.
При бурінні з продуванням газом устя свердловини герметизують превенторами, а потік з пиловидним шламом, що виходить з свердловини, відводиться по трубах на відстань не менше як 50 м.
Розкриття пластів багатовибійними і горизонтальними свердловинами. Розробка малопроникних пластів з аномально низьким тиском і великою в’язкістю нафти, виснажених після тривалої експлуатації стає нерентабельною. Для збільшення продуктивності свердловин до економічно прийнятного рівня необхідно, щоб вони мали значно більшу, ніж звичайні свердловини, довжину в продуктивному пласті, тобто мали б більшу зону дренування і більшу поверхню фільтрації. Це можна досягнути шляхом буріння багатовибійних і горизонтальних свердловин.
Особливо доцільно розробляти таким способом пласти з вертикально-розвиненою тріщинуватістю і з неоднорідною пористістю.
10.7.2. Розкриття продуктивних пластів з аномально високим тиском
Технологія розкриття продуктивних пластів з АВПТ від розкриття пластів з АНПТ відрізняється перш за все у відмінності гірничо-геологічних умов проводки свердловин, які можна охарактеризувати наступними характерними ознаками:
• зменшується різниця між пластовим тиском і тиском поглинання, між тиском поглинання і гірським тиском, а також між диференціальним тиском і пластовим тиском (репресія-депресія);
• для розкриття таких пластів часто використовуються промивні рідини з підвищеною густиною.
При АВПТ тиск поглинання і гідророзриву порід приближаються до пластового, що суттєво ускладнює процес не тільки буріння але і ремонту свердловин в таких умовах, тобто, при розкритті таких пластів бурінням з репресією або депресією часто проходять як поглинання так і ГНВП.
Отже, основною відмінністю технології розкриття продуктивних пластів с АВПТ від технології в умовах АНПТ полягає в використанні абсолютно різних за складом та властивостями промивних рідин. В першому випадку застосовують обважнені бурові розчини, в другому – облегшені промивні рідини, піни і газоподібні агенти.
Але, в зв’язку з великими вимогами до якості закінчування свердловин проблема збереження природної проникності продуктивних пластів при їх розкритті являється дуже актуальною і вимагає розроблення та швидкого впровадження на бурових підприємствах нових технічних рішень.
До таких рішень можна віднести:
• спосіб буріння свердловин в інтервалах проявів флюїдів, який дозволяє здійснювати гнучкий перехід від незбалансованого буріння до буріння свердловин на рівновазі та навпаки (збалансоване буріння);
• буріння свердловин на депресії.
При цьому повинні бути визначені обмеження гірничо-геологічних умов використання таких способів буріння, а також наявність спеціального технологічного обладнання.
Така технологія володіє рядом переваг перед традиційною технологією буріння, яка здійснюється в умовах 5—15%-ного перевищення гідростатичного тиску промивної рідини над пластовим. До таким переваг необхідно віднести:
• одержання однозначної відповіді про наявність продуктивних пластів в свердловині безпосередньо в процесі її поглиблення;
• підвищення механічної та рейсової швидкостей буріння;
• збереження природної проникності пристовбурної зони продуктивного пласта та прискорення термінів освоєння свердловини;
• одержання додаткової кількості видобутої нафти або газу;
• економію енергії і матеріальних ресурсів при будівництві свердловини.
При розкритті високонапірних пластів з низькою проникністю, в яких приплив у свердловину пластових флюїдів сповільнений, доцільно застосовувати буріння з від’ємним диференціальним тиском ( 
).
Промисловий досвід показує, щовисоконапірні, але низькопроникні горизонти можна розбурювати з перевищенням пластового тиску над тиском у свердловині, обмежуючись стандартним обладнанням бурової лише при умові малоінтенсивного припливу рідини в свердловину, при якому не виникає ускладнень при бурінні.
Якщо високонапірний пласт має високу проникність, то перед його розкриттям для запобігання проявів свердловину заповнюють обваженою промивною рідиною, яка б відповідала умові
, (10.3)
а також умовам (10.1) і (10.2).
Чим вищий коефіцієнт аномальності пластового тиску 
, тим більше його величина наближається до величини індекса тиску поглинання 
і відповідно величина наближається до 
. Інакше кажучи, гідростатичний тиск стовпа промивної рідини стає близьким до тиску поглинання продуктивного пласта.
Внаслідок збільшення тиску в свердловині виникають умови, сприятливі для поглинання промивної рідини і фільтрату, що супроводжується сильним забрудненням продуктивної зони. Тому задача запобігання забруднення продуктивних пластів з АВПТ так само важлива, як і при розкритті пластів з АНПТ.
Основний метод попередження забруднення пластів, який застосовують при розкритті зон з АВПТ, – це підтримка в процесі розкриття пластів мінімального позитивного диференціального тиску.
Якщо газонасичений пласт має велику товщину (декілька сот метрів), то внаслідок малої густини газу пластовий тиск в межах пласта змінюється не суттєво
; (10.4)
, (10.5)
де: 
– відносна густина газу за повітрям;
– глибина залягання підошви газового пласта;
– коефіцієнт надстисливості газу;
– середня температура газу в інтервалі ( 
) за шкалою Кельвіна;
– глибина , на якій визначається пластовий тиск.
В цей час, гідростатичний тиск стовпа промивної рідини в свердловині змінюється з глибиною за законом
. (10.6)
На рис. 10.1,а зображено характер зміни пластового тиску (лінія 1) і гідростатичного тиску в свердловині (лінія 2) при розкритті газонасиченого пласта, що має велику товщину.
В такій ситуації, суттєва різниця між величинами цих тисків може призвести до гідророзриву і поглинань в нижній частині газового пласта, а зменшення густини промивної рідини може призвести до газопроявів у верхній частині пласта, тому буріння всього інтервалу без зміни густини промивної рідини неможливе. В таких випадках необхідно розділити газовий пласт на два інтервали і верхній інтервал розкривати на рідині з густиною 
, а після його ізоляції продовжити буріння нижнього інтервалу на рідині з густиною 
, меншою за . З рис. 10.1,б видно, що репресія на пласт при цьому зменшилась у два рази, однак конструкція свердловини ускладнилась.
Особливістю розкриття газового об’єкта є також те, що в свердловину постійно поступає певна кількість газу разом з частинками зруйнованої породи, яку він насичує, в результаті дифузії, а також в результаті припливу газу з пласта, коли тиск у свердловині падає внаслідок ефекту всмоктування при швидкому підйомі бурильної колони, особливо при наявності сальника над долотом.
За умови забезпечення повної дегазації промивної рідини поступлення газу в свердловину не створює небезпечної ситуації, але у випадку тривалого припинення циркуляції газ накопичується в свердловині у вигляді пачки. При відновленні циркуляції пачка газу, піднімаючись до устя, розширюється внаслідок зменшення тиску і виштовхує частину рідини на поверхню. Тиск на вибої свердловини різко зменшується, що веде до інтенсивного припливу з пласта і викиду рідини на поверхню. Тому відновлювати циркуляцію в таких умовах слід при загерметизованому усті свердловини.
Якщо устя свердловини закрите, в пачці газу, яка піднімається, зберігається високий тиск. Він передається на стінки свердловини і викликає небезпеку розриву порід і поглинання, внаслідок чого зменшується протитиск на газоносний пласт, що інтенсифікує приплив. Тому умовою запобігання ускладнень при закритті устя газової свердловини з АВПТ є наявність обсадної колони достатньої міцності, спущеної на таку глибину, нижче якої породи витримують тиск, який може виникнути після закриття устя при викиді.
Зустрічаються такі умови розкриття продуктивних пластів, коли переваги буріння з від’ємним диференціальним тиском найбільш очевидні. Це, наприклад, при розкритті пластів з великою товщиною, коли градієнт пластового тиску (коефіцієнт аномальності) в підошві і за крівлею пласта значно відрізняються, а також у тих випадках, коли пластовий тиск і тиск поглинання дуже близькі за величиною.
Гнучка система регулювання тиску в свердловині у поєднанні з точною і надійною системою контролю режиму промивання забезпечують найкращі умови якісного розкриття продуктивних пластів.
Згідно з “Едиными правилами ведения буровых работ” (Москва) потрібно підтримувати в процесі буріння позитивну різницю між тиском в свердловині і пластовим тиском. Тому необхідно підбирати такі види промивних рідин і рецептури їх хімічної обробки, щоб звести до мінімуму їх негативний вплив на колекторські властивості пласта.
Якщо передбачається розкриття пласта з аномально високим тиском, на усті свердловини встановлюють комплект противикидного обладнання (ПВО), яке монтується за однією з типових схем.
Одним з найбільш надійних засобів запобігання проникнення твердої фази або фільтрату промивної рідини в пласт є буріння при рівності тисків (“на рівновазі ”) або навіть при від’ємному перепаді тисків.
Від’ємний диференційний тиск, як відомо, створює також найсприятливіші умови для руйнування гірських порід на вибої. Однак реалізація такого методу потребує використання спеціального обладнання, що обмежує обсяги його застосування.
Особливість схеми обладнання для буріння під регульованим тиском полягає в тому, що устя свердловини постійно герметизоване з допомогою системи превенторів і в кільцевому просторі при бурінні може виникати надлишковий тиск.
Умову рівноваги тисків при такому бурінні можна записати так
, (10.7)
де 
– надлишковий тиск на усті в кільцевому просторі.
Величину надлишкового тиску можна оперативно змінювати з допомогою системи штуцерів з автоматичним дистанційним управлінням.
Гасіння ударних імпульсів і коливань тиску, що виникають в циркуляційній системі, здійснюють з допомогою штуцерів і зв’язаних з ними сепараторів, які мають відносно великий об’єм і працюють під надлишковим тиском.
10.7.3. Обв’язки устя свердловин з регульованим протитиском на пласт
На основі багаторічного досвіду буріння розроблено декілька схем обв’язки устя свердловини і обладнання для буріння з регульованим протитиском на пласт. Одна з таких схем показана на рис. 10.2.
Зокрема, в основу обв’язки устьового обладнання свердловини, показаної на рис. 10.2, покладена типова схема ОП2, яка складається з трьох превенторів (6 і 7), двох ліній маніфольда (а і б) і блока дроселювання. Лінія а, до якої під’єднуються бурові насоси або насос цементувального агрегату, служить для глушіння свердловини шляхом закачування обважненої промивної рідини. Лінія б служить для встановлення рівноваги між гідростатичним і пластовим тиском. Згідно типової схеми ОП2 промивна рідини з блока дроселювання (через штуцерну батарею і відбійну камеру) поступає в жолобну систему.
Інші вузли схеми (лінія в, обертовий превентор 4, сепаратор 12) включені до типової схеми для створення можливості буріння з регулюванням диференціального тиску. Обертовий превентор 4 встановлюється також у випадку, якщо ведеться буріння з продуванням, з промиванням аерованою рідиною або для зворотного промивання. При встановленні універсального і обертового превенторів висота лебідково-роторного блока зростає до 6 м над поверхнею землі.
Якщо очікується розкриття пластів з дуже високим тиском, а також в умовах інтенсивного абразивного або корозійного зношування, то над плашковими превенторами встановлюють ще одну хрестовину з двома додатковими лініями, а над нею – ще один превентор з фігурними плашками.
При розкритті продуктивного пласта доцільно нижче превенторів встановити центральну засувку, щоб створити можливість монтування фонтанної арматури після закінчення робіт з розкриття об’єкта.
Дата добавления: 2014-12-29; просмотров: 2125;