Электростабильность руо что это
Электростабильность
Электростабильность бурового раствора на нефтяной основе, это свойство, связанное с устойчивостью его эмульсии и смачивающей способностью нефти. Анализировать стабильность эмульсии позволяет тестер электростабильности путём подачи синусоидального электрического сигнала с прецизионно регулируемой скоростью нарастания амплитуды на пару плоских параллельных электродов, погруженных в буровой раствор на нефтяной основе.
Результирующий ток остается малым (61±5μА) до тех пор, пока напряжение не достигнет порогового значения. При превышении порогового напряжения ток быстро растёт, а анализатор стабильности эмульсии фиксирует тот рост. Значение порогового напряжения рассматривают как показатель электростабильности бурового раствора. Приборы для измерения электостабильности необходимы, для определения пикового напряжения в вольтах, при котором сила тока достигает 61мкА.
Тестер электростабильности буровых растворов имеет водонепроницаемый корпус и полностью удовлетворяет требованиям API (Американского института нефти) 13B-2. Тестер работает от двух 9В батарей и может эксплуатироваться в местах, где нет возможности подключения к электрической сети. В комплект также входит кабель электропитания.
Измеритель электростабильности модели 23E калибруется при максимальном напряжении, создаваемом между двумя пластинами. Это пиковое напряжение может быть преобразовано в среднеквадратичное напряжение (СКН) путем умножения на 0,7071.
В тестере предусмотрена возможность автоматической калибровки. Увеличенный дисплей на жидких кристаллах имеет подсветку, что позволяет работать при низкой освещенности. Автоматическое отключение через 3 минуты простоя позволяет сэкономить элементы питания.
Стандартная комплектация:
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Электростабильность
Электростабильность является параметром, косвенно характеризующим агрегативную устойчивость эмульсий. При этом измеряли напряжение ( В), соответствующее моменту разрушения эмульсии, заключенной между электродами измерительной ячейки, погруженной в эмульсию. [1]
Электростабильность Э определяется величиной напряжения электрического тока, необходимого для электропробоя слоя РНО, помещенного между электродами. Этот показатель характеризует степень дисперсности эмульгированной воды и прочность стабилизирующего слоя эмульгатора. Чем стабильнее, система, тем выше потенциал пробоя, вызывающий коалесцен-цию капель эмульсии. [2]
Электростабильность РНО должна быть не ниже 200 В. [4]
Электростабильность обратных эмульсий характеризует агре-гативную устойчивость системы. [7]
Падение электростабильности при высоких концентрациях асбеста объясняется, очевидно, адсорбцией ПАВ волокнами, имеющими большую удельную поверхность. [8]
Падение электростабильности при высоких концентрациях асбеста объясняется, очевидно, адсорбцией ПАВ волокнами, имеющими большую удельную поверхность. [10]
Рост электростабильности эмульсий и одновременное снижение их фильтрации ( табл. 15) объясняется возрастающей структурированностью прослоек углеводородной среды при повышена ее вязкости, снижением подвижности глобул в ней, а также увеличением прочности адсорбционного слоя, вследствие вхождения в его состав все уменьшающихся количеств этой среды. [11]
Для замера электростабильности применяется специальный прибор, основой которого являются два электрода, погружаемых в исследуемый раствор. [12]
Кинетические свойства буровых растворов. Электростабильность.
Антикоррозионные, теплофизические и электрические свойства растворов.
Буровые промывочные жидкости на водной основе по природе своей являются коррозионно-активными.
Коррозионная активность БПЖ определяется ее рН и жесткостью. Величина рН буровых растворов изменяется в широких пределах и является важным фактором, позволяющим регулировать основные технологические свойства промывочных жидкостей на водной основе Большинство буровых растворов, применяющихся при проводке нефтяных и газовых скважин, имеют повышенную щелочность. Коррозионная активность буровых промывочных жидкостей зависит от их компонентного состава. Применяемые для различных геолого-технических условий буровые промывочные жидкости также разные. Это облегченные, утяжеленные глинистые и полимерсолевые буровые растворы, а также нефтяные и эмульсионные жидкости. При попадании, в процессе бурения, в БПЖ солей, агрессивных газов (сероводород и двуокись углерода), а также кислорода её коррозионная активность значительно усиливается. Коррозионная активность буровых растворов в значительной степени определяется наличием в них кислорода, который может попадать в буровой раствор при прохождении его по желобной системе на поверхности. Кислород попадает в БПЖ при очистке раствора на виброситах, или же он может неравномерно вводиться в поток при бурении с использованием аэрированных промывочных жидкостей. В аэрированных буровых растворах вследствии коррозии могут образовываться сквозные отверстия в бурильных трубах всего за 48ч. Поэтому, компоненты раствора, поглощающие или нейтрализующие агрессивные газы и кислород, улучшают антикоррозионные свойства БПЖ.
Коррозионная активность БПЖ оказывает существенное влияние на долговечность бурильных труб, бурового оборудования. Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) и стальные бурильные трубы (СБТ) в процессе бурения подвергаются как коррозии в среде БПЖ, так и атмосферной коррозии. Трубы в среднем 30% времени находятся в среде БПЖ. Коррозионная активность БПЖ зависит от компонентов, входящих в их состав солей. Среднеминерализованный БПЖ содержит до 10% растворенных солей, в основном это хлористые соли натрия калия, кальция, магния, в высокоминерализованных, содержание солей превышает 10%. По отношению к металлу, то в статических условиях и циклических нагрузках наивысшей коррозионной активностью обладает буровой раствор с содержанием 3% хлористого натрия.
Уменьшить скорость коррозии можно за счет:
— подбора соответствующих легирующих добавок в сплавы;
— изменения состава среды;
— применения защитных покрытий;
— изоляции металла от агрессивной среды слоем более стойкого материала;
— применения электрохимических методов защиты.
Дата добавления: 2020-04-25 ; просмотров: 404 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Плюс в основе
Эффективность и безопасность — эти два понятия становятся фундаментальными для современной нефтедобычи. Бизнес давно пришел к пониманию того, что перспективны только современные способы добычи нефти, а они требуют постоянного роста технологической базы и инновационных продуктов. Применение буровых растворов на углеводородной основе — один из действенных способов повышения продуктивности пласта. До недавнего времени масляную основу для таких растворов импортировали. «Газпром нефть» собирается в корне изменить ситуацию на рынке, начав выпуск собственных масел для буровых растворов под маркой Gazpromneft Drilline
Без права на ошибку
Буровой раствор — это многокомпонентная смесь, применяемая для промывки скважин в процессе бурения. Он, в частности, позволяет очищать скважину от остатков горных пород, компенсирует пластовое давление, охлаждает и смазывает буровое долото, обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов.
Рецептуры буровых растворов менялись по мере развития нефтедобычи. За столетия от «буровой грязи» перешли к использованию многокомпонентных смесей с регулируемыми в широком диапазоне технологическими свойствами. Сегодня существует четыре основных вида растворов — на водной основе, на углеводородной основе, газообразные растворы и пена. Поиск оптимального рецепта бурового раствора — недорогого, но эффективного, — продолжается.
Недорогие растворы на водной основе в настоящее время, как правило, применяются только для проходки основного ствола скважины. Пока идет наклонно-направленное бурение скважины в верхних породах залежи, водный раствор вполне прилично справляется со своей задачей. Однако, как только скважина достигает продуктивного пласта, возникают проблемы. При контакте водных растворов с углеводородными пластовыми флюидами и содержащей их пористой средой нередко происходит необратимое снижение естественной проницаемости призабойной зоны скважины. В конечном итоге это может привести к значительному снижению продуктивности скважины и увеличению сроков ее освоения.
Пока речь шла о добыче «легкой» нефти — из пластов с хорошей проницаемостью и высокими фильтрационно-емкостными свойствами, — недостатки буровых растворов на водной основе при вскрытии продуктивных пластов компенсировались потенциально высокими дебитами скважин. Играла свою роль и высокая стоимость нефти. Сегодня, когда сложность запасов растет, а нефтяникам приходится беспокоиться об эффективном использовании каждого вложенного в разработку месторождения рубля, поиск оптимального бурового раствора становится не менее важной задачей, чем повышение точности геологоразведки или применение в бурении цифровых технологий.
Нефть к нефти
Как показала практика, обеспечить минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт при его вскрытии способны буровые растворы на углеводородной основе (РУО). Их использование позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины. Родственность углеводородной основы такого раствора пластовому флюиду препятствует образованию в призабойной зоне малоподвижных смесей, которые впоследствии блокируют поровое пространство.
Также в пользу растворов на углеводородной основе говорит и то, что их применение позволяет сократить сроки строительства, в том числе сложных скважин. Помимо этого специалисты отмечают возможность многократного использования такого типа буровых растворов, уменьшение жидких отходов, получаемых в процессе бурения, сокращение расхода технической воды и уменьшение объемов приготавливаемых растворов, благодаря чему достигается сокращение количества используемых химических реагентов.
До недавнего времени первенство на отечественном рынке в сфере поставок высокотехнологичных растворов для бурения принадлежало иностранным компаниям. Такая тенденция не вызывала удивления, поскольку была обусловлена сложностью как самого продукта, так и его эксплуатационных задач. В свою очередь, растущий российский рынок (сегодня его емкость составляет порядка 70 тыс. тонн в год) с его стремлением осваивать все более трудные запасы крайне интересен любому производителю буровых растворов. Занять место на этом рынке сегодня — значит сделать большой задел для развития бизнеса в будущем. Для «Газпром нефти», обладающей собственным производством смазочных материалов бурового раствора на углеводородной основе составляют масла), выход на этот рынок оказался вполне по силам. Задачей-минимум для компании стало замещение импортных буровых растворов на углеводородной основе на собственных месторождениях.
«Создание современной масляной основы для буровых растворов — конечно, определенный вызов для нас, — рассказывает первый заместитель генерального директора „Газпромнефть — смазочных материалов“ Владимир Осьмушников. — Со стороны блока разведки и добычи были определены очень жесткие нормативы с точки зрения требований по безопасности, экологии, технологичности такого продукта. К тому же нам необходимо было разработать продукт, по своим свойствам не уступающий импортным аналогам и в чем-то их превосходящий».
Командная работа
Проект по созданию масляной основы для буровых растворов стартовал в июне 2016 года. Над решением задачи при поддержке РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина трудилась большая команда сотрудников лабораторий Омского и Московского заводов смазочных материалов и специалистов Научно-технического центра «Газпром нефти».
«Первым этапом стала глубинная экспертиза. Еще до начала работы мы видели, что есть спрос на масляные основы для буровых растворов со стороны различных нефтегазовых компаний, занимающихся разработками месторождений. Мы знали, что есть на российском рынке импортные продукты и ряд отечественных с компромиссным уровнем свойств, — уточнил Владимир Осьмушников. — Были изучены спецификации потребителей и производителей. В результате большой аналитической и лабораторной работы стало понятно, что „Газпромнефть — смазочные материалы“ способны на основе собственного сырья произвести продукт, полностью отвечающий заявленным требованиям».
Специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» выполнили анализ мировых аналогов, определили технологические условия для производства масел, а также участвовали в лабораторном тестировании при выборе компонентов. «В числе ключевых задач Научно-технического центра — поиск, создание и внедрение технологий и ресурсов, повышающих экономическую эффективность работы компании. Собственными разработками мы успешно заменяем импортные аналоги не только технологий и IT-продуктов, но и компоненты буровых растворов. Это важно не только потому, что позволяет нам быть менее зависимыми от зарубежных поставок, но и в первую очередь мы развиваем собственные технологии», — отметил генеральный директор Научно-технического центра «Газпром нефти» Марс Хасанов.
В 2017 году были произведены первые в России промысловые испытания базовой основы для бурового раствора Gazpromneft Drilline на скважине № 419 Царичанского+Филатовского нефтяного месторождения. По итогам бурения интервала под хвостовик можно с уверенностью заявить, что применение новой базовой основы для раствора на углеводородной основе позволило снизить гидравлические потери на 10%. Также были снижены потери бурового раствора со шламом на системе очистки. Применение низковязкой масляной основы позволило уменьшить колебания эквивалентной циркуляционной плотности раствора за счет снижения зависимости вязкостной составляющей раствора на углеводородной основе от температуры и давления.
Спустя немногим больше года «Газпромнефть — смазочные материалы» приступила к выпуску масел для буровых растворов под маркой Gazpromneft Drilline. Это первый продукт такого уровня от российского производителя. Сегодня ассортимент буровых масел включает пять наименований. Планируется, что на начальном этапе объем производства составит до 5 тыс. тонн масел в год.
Базовая эффективность
Масла для буровых растворов под маркой Gazpromneft Drilline выпускаются на основе специализированных маловязких базовых масел, производство которых налажено на нефтеперерабатывающем заводе «Славнефть-ЯНОС» (входит в НГК «Славнефть» — совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти). Пока выпускаемые объемы Gazpromneft Drilline рассчитаны на нужды подрядчиков, работающих на добывающих активах «Газпром нефти». Тем не менее мощности на ЯНОСе позволяют производить в год порядка 100 тыс. тонн базовых масел, а значит, потенциал для выхода с новым продуктом на общероссийский рынок огромен.
«Благодаря современным технологиям и катализаторам мы смогли добиться высоких характеристик конечного продукта. Например, наши масла соответствуют экологическим требованиям по низкому содержанию ароматических углеводородов, а температура их застывания достигает —60 градусов по Цельсию. Последнее особенно актуально для месторождений, расположенных в холодных широтах», — уточняет Владимир Осьмушников.
Продукция доставляется на месторождения в IBC-контейнерах IBC-контейнер (IBC — от англ. Intermediate Bulk Container, кубическая емкость, еврокуб) — многоразовый среднетоннажный грузовой кубический контейнер. Еврокубы применяются в промышленности для перевозки жидких и сыпучих грузов. Еврокубы из полиэтилена низкого давления устойчивы к воздействию химически агрессивных веществ, практичны и долговечны. емкостью 1 тысяча литров либо наливом в контейнерах по 20 тонн. Перевозка осуществляется автомобильным транспортом или по железной дороге и не требует каких-либо специализированных условий. Для доставки на платформу «Приразломная» проработан вариант транспортировки масел наливом в автоцистернах в порт Мурманска и далее морем в специальном танкере уже до места назначения.
«Газпром нефть» уже активно замещает импортные основы для углеводородных буровых растворов на собственную продукцию. Первый же опыт ее использования демонстрирует отличные технические характеристики нового раствора, а также высокую экономическую эффективность — снижение стоимости основы составляет порядка 30%.
Управление свойствами инвертно-эмульсионного бурового раствора
Control over properties of invert-emulsion drilling mud
G. ISHBAEV, M. DIL’MIEV, A. KHRISTENKO, O. MAMAEVA, A.MAKHMUTSHINA, «BURINTECH» SPE LLC
Результаты исследований испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» по устойчивости раствора на углеводородной основе (РУО) к загрязнению глинистым шламом и пластовой водой и рекомендации по определению устойчивости инвертной эмульсии к загрязнению твердой фазой.
«BURINTECH» SPE LLC’s drilling mud test laboratory’s survey results about oil-base mud’s resistance against contamination by clayish slush and bed fluid and recommendations for determining of invert emulsion’s resistance against contamination by solid phase.
Традиционно в инвертно-эмульсионных буровых растворах определяются основные параметры, такие как плотность, электростабильность, реологические свойства и фильтрация при высоком давлении и высокой температуре. Дополнительно могут также оцениваться химический состав водной фазы и ее активность, содержание и состав твердой фазы, анилиновая точка углеводородной среды. Однако существуют и другие параметры, которые, по мнению некоторых авторов, представляют меньший практический интерес [1].
При бурении скважины буровой раствор подвержен различного рода загрязнениям: попаданию пластовой воды, наработке глины, загрязнению цементом, влиянию карбонатной и бикарбонатной агрессии, сероводорода.
Поскольку считается, что инвертная эмульсия инертна к карбонатной и бикарбонатной агрессии и не подвержена воздействию сероводорода, то исследование влияния наработки глины и загрязнения пластовой водой, на наш взгляд, заслуживают внимания, и мало рассмотрены в литературе.
Поэтому специалистами испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» были проведены исследования устойчивости раствора на углеводородной основе (РУО) к загрязнению глинистым шламом и пластовой водой.
Устойчивость эмульсии к загрязнению глинистым шламом характеризуется глиноемкостью. Глиноемкость обратных эмульсий – параметр, характеризующий устойчивость системы бурового раствора к обращению фаз при попадании в нее мелкодисперсной выбуренной породы. Обращение фаз регистрируется визуально по резкому загущению системы или по значениям электростабильности, равным нулю [1].
Целью данного исследования являлись определение глиноемкости эмульсии и разработка рекомендаций по определению устойчивости инвертной эмульсии к загрязнению твердой фазой. Для проведения экспериментов выбран раствор на углеводородной основе с водонефтяным соотношением 80:20, наиболее часто применяемый в практике бурения. Состав раствора представлен в табл. 1.