CLOTO_BROCHURE_2023

Химреагенты для буровых растворов

Химреагенты

для буровых

растворов

Буровой раствор всегда играл

важную роль в бурении скважин,

начиная с тех времен, когда

буровики рыли котлован и мешали

воду с глиной, чтобы приготовить жидкость

для промывки скважин.

Сегодня буровой раствор представляет

собой гораздо более сложную систему,

нежели смесь глины и воды.

Мы производим специальные химреагенты

и добавки, из которых делают буровой

раствор: понизители фильтрации,

ингибиторы глины, эмульгаторы и т.д.

При разработке продуктов основное

внимание всегда уделяется двум основным

задачам: высокие технико-экономические

показатели бурения и максимально

возможный дебит скважин.

1

Коротко о нас

Наша компания была основана

в 1991 году на базе опытного

производства химических реагентов

для буровых растворов Архангельского

отделения ВНИГНИ (Архгеолдобыча).

Завод находится в Архангельске, на севере

европейской части России – городе,

который по праву называют «воротами

в Арктику».

Активно сотрудничаем с Северным (Арктическим)

Федеральным Университетом,

являемся членом региональной

ассоциации поставщиков нефтегазовой

промышленности.

Система менеджмента качества на производстве

сертифицирована по стандарту

ISO 9001.

3



растворов

на водной

основе

СТАБИЛАЙТ®II

ИНГИБИТОР ГЛИНЫ /

АСФАЛЬТЕН

Описание

Высокоэффективный ингибитор глины

для буровых растворов на основе асфальтенов,

обеспечивает исключительную

стабильность ствола скважины при

бурении глинистых отложений.

СТАБИЛАЙТ® II – многофункциональная

добавка для буровых растворов,

формирует непроницаемый барьер на

стенке скважины, препятствует проникновению

фильтрата и раствора в

структуру породу, предотвращает перенос

порового давления. Закупоривает

поры и микротрещины, обеспечивает

целостность ствола скважины в процессе

бурения.

Применение

• закупоривает поры и микротрещины

• формирует непроницаемый барьер,

препятствует переносу порового

давления (PPT)

• понижает фильтрацию (API и HTHP)

• стабилизирует реологические параметры

раствора в условиях высоких

температур, уменьшает «желирование»

раствора

• улучшает смазочные свойства, снижает

вероятность дифференциального

прихвата

• способствует сохранению целостности

ствола скважины

Преимущества

• двойной механизм действия – химическое

и физическое ингибирование

нестабильности глины

• широкий диапазон размера частиц –

обеспечивает тщательное закупоривание

пор и микротрещин

• анионная природа химреагента для

нейтрализации положительного заряда

на краях глинистых частиц

Рекомендуемая обработка

5-20 кг/м 3 в зависимости от условий бурения.

Более подробная информация в

инструкции по использованию химреагента

Физические свойства. Внешний

вид – черный порошок.

Физические свойства

Внешний вид – черный порошок.

Упаковка

СТАБИЛАЙТ® II упаковывается в бумажные

или полипропиленовые мешки по

22,7 кг.

КЛОТО | Химреагенты для буровых растворов на водной основе

7

ОПТИТРОЛ®

ПОЛИМЕРНАЯ СМОЛА /

ПОНИЗИТЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ /

СТАБИЛИЗАТОР

Описание

Универсальный полимерный понизитель

фильтрации – стабилизатор буровых

растворов на основе полимерной

смолы (таллового пека).

Обеспечивает стабильность ствола

скважины, снижает фильтрацию бурового

раствора, стабилизирует реологические

параметры, в том числе в условиях

высоких забойных температур (до

220 °С).

Незаменим при использовании утяжеленных

буровых растворов, когда необходима

низкая фильтрация раствора

без увеличения вязкости.


• понижает фильтрацию буровых растворов

(API и HTHP)

• образует прочную корку и обеспечивает

стабильность ствола скважины

• предотвращает размельчение частиц

шлама и наработку твердой

фазы (LGS) в растворе

• стабилизирует реологические и

фильтрационные параметры раствора

при высоких температурах

• снижает коэффициент трения на границе

металл/металл и порода/металл

на 45% (при концентрации 1%)


• высокая термостабильность полимера

– используется вместо традиционных

КМЦ, ПАЦ, крахмалов

• не увеличивает вязкость бурового

раствора (эффективен в утяжеленных

буровых растворах – до 2.2 SG)


5-30 кг/м 3 . Рекомендуется растворить

химреагент в теплой воде перед добавлением

в активную систему. Более подробная

информация в инструкции по

использованию химреагента.


Внешний вид: гранулированный порошок

коричневого цвета или жидкость.

Упаковка

ОПТИТРОЛ® упаковывается в бумажные


20 кг (или в бочки, если продукт поставляется

в жидком виде).


9

БЛЭКТРОЛ®

ИНГИБИТОР ГЛИНЫ/

ЖИДКИЙ ГИЛЬСОНИТ

Описание

Жидкая дисперсия на основе асфальтенов,

леонардита, спиртов (полиолов) и

поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Используется для образования непроницаемого

барьера на стенке скважины,

препятствует проникновению

фильтрата в структуру породы и переносу

порового давления. Обеспечивает

исключительную стабильность ствола

скважины.


• укрепляет стенки скважины

• закупоривает поры и микротрещины

• широкий диапазон размера частиц

(PSD)

• формирует непроницаемую пленку

на стенке скважины, препятствует

проникновению фильтрата в структуру

породы

• понижает HTHP фильтрацию

• стабилизирует реологические свойства

бурового раствора

• предотвращает желирование при

воздействии высоких температур

• снижает коэффициент трения


• незаменим при бурении трещиноватых

сланцев или истощенных песчаников

с АНПД

• не увеличивает вязкость бурового

раствора


Добавляется в буровой раствор через

гидроворонку, или непосредственно в

емкость с буровым раствором.

Можно обрабатывать как активный

буровой раствор, так и готовить концентрированный

раствор реагента в

отдельной емкости для последующей

обработки активного раствора.

Стандартная концентрация в зависимости

от условий бурения – 5-30 кг/м 3

(0.5-3%).


Внешний вид: черная жидкость.

Плотность: 1.08-1.10 г/см 3 .

pH 1% раствора: 8-10.

Растворимость в воде: частичная.

Растворимость в углеводородах:

частичная.

Упаковка

Химреагент поставляется в металлических

бочонках 50 л или металлических

бочках 200 л на поддонах.


11

КЛСП®

(Карболигносульфонат

пековый)

ТЕРМОСТОЙКИЙ ПОЛИМЕР /

ПОНИЗИТЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ

Описание

Многоцелевой полимерный химреагент

на основе модифицированного таллового

пека с широким спектром свойств.

Применение химреагента позволяет

снизить стоимость строительства скважины

за счет сокращения ассортимента

и количества других добавок в буровом

растворе.


• снижает фильтрацию всех типов буровых

растворов на водной и углеводородной

основах до значений,

близких к нулю

• обладает капсулирующими и ингибирующими

свойствами, снижает набухание

глин всех видов, незаменим

при бурении в осыпающихся глинистых

породах и значения зенитного

угла более 70 градусов

• стабилизирует стенку скважины с

формированием слабопроницаемой

эластичной глинистой корки, которая

характеризуется высокой прочностью

и эластичностью

• обладает поверхностно-активными

смазочными и антикоррозионными

свойствами

• эффективный эмульгатор и стабилизатор

нефтяных эмульсий и РУО

• рекомендуется при вскрытии продуктивных

пластов в зонах АВПД и

АНПД, коэффициенты восстановления

проницаемости по керну достигают

100%, что подтверждено промысловыми

данными

• уменьшает коэффициент трения глинистой

корки


• термостойкий реагент, устойчив к

температуре 180-220 °С

• сохраняет свои свойства в растворах

с высокой минерализацией и

при высокой концентрации одно- и

двухвалентных катионов


КЛСП добавляется в буровой раствор на

водной основе в концентрации 3-20 кг/м 3

в зависимости от необходимых параметров

фильтрации и вязкости, в раствор на

углеводородной основе – в концентрации

50-150 кг/м 3 .



коричневого цвета.

Упаковка

КЛСП упаковывается в полипропиленовые

мешки по 20 кг.


13

SHALE-X®

ГИДРОФОБИЗИРУЮЩАЯ

ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ

РАСТВОРОВ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

(МЕТИЛСИЛОКСАН)

Описание

Гидрофобизатор буровых растворов

на водной основе SHALE-X® представляет

собой водорастворимое органическое

соединение на основе

метилсилоксанов. Используется для

снижения степени диспергирования и

набухания глинистых частиц в буровом

растворе. SHALE-X® образует защитный

водоотталкивающий комплекс на

поверхности гидрофильных глинистых

частиц. Предотвращает их гидратацию

и набухание. Снижает темп наработки

коллоидной фазы в 3-4 раза по сравнению

с традиционным KCl/Полимерным

раствором. Реологические свойства и

плотность раствора остаются стабильными

длительное время, даже при использовании

PDC долот. Известны случаи

бурения 2300 м открытого ствола

в аргиллитах с показателем MBT=28

кг/м 3 к концу интервала. Ни одного м 3

раствора не было сброшено на переработку.


• превосходная ингибирующая способность

при минимальной концентрации

• минимальная наработка коллоидной

фазы в буровом растворе

• исключительная стабильность ствола

скважины

• стабильность значений плотности и

реологических параметров раствора

• плавное восстановление циркуляции

после остановок без высоких

пусковых давлений

Дополнительные преимущества

• снижает до минимума объемы разбавления,

незаменим при отсутствии

ФСУ (БФК)

• при повышении концентрации быстро

разжижает раствор – удобно

использовать перед цементированием

• повышает термостабильность полимеров

на 20-30 °С


Рекомендуемая концентрация в буровом

растворе 2-3 кг/м 3 . Может добавляться

как через гидроворонку, так и

напрямую в емкость или желоб. Рекомендуется

провести пилотный тест перед

использованием.


Внешний вид – жидкость от темно-коричневого

до черного цвета.

Упаковка

SHALE-X® упаковывается в металлические

бочки по 200 л.


15

SHALE-X®Сухой

Комплексный гуматноборосиликатный

ингибитор глины,

понизитель фильтрации, мягкий

разжижитель

Описание

Высокоэффективный комплексный гуматно-боросиликатный

ингибитор глины

для буровых растворов на водной основе.

Механизм действия SHALE-X®Сухой

заключается в синергетическом взаимодействии

компонентов, входящих в

состав реагента: боратов, гуматов и силикатов

в оптимальном соотношении.

При растворении в воде мгновенно образует

трехмерные пространственные

структуры на поверхности активных

глинистых частиц – «ассоциаты», сводя

к минимуму их гидратацию и диспергирование.

Частицы реагента, растворенные в

фильтрате бурового раствора, вступают

в реакцию с катионами порового

флюида, герметизируя горловины пор

и микротрещин.

SHALE-X®Сухой увеличивает вязкость

фильтрата, препятствует его проникновению

в структуру аргиллитов.

Обеспечивает исключительную стабильность

ствола скважины при бурении

глинистых отложений. Препятствует

образованию сальников.


• герметизирует поры и микротрещины

хрупких аргиллитов

• участвует в формировании низкопроницаемого

кольматационного

экрана, (барьер на стенке скважины),

останавливает процесс переноса

порового давления

• снижает фильтрацию (API и HTHP)

• препятствует наработке твердой фазы,

стабилизирует ДНС и СНС бурового

раствора



• мягкое разжижение, снижение коэффициента

тиксотропии


• тройной механизм действия – химическая

кольматация и физическое

ингибирование нестабильности глины

• демонстрирует одинаковую эффективность

как в пресных, так и в минерализованных

буровых растворах

• ярко выраженная анионная природа

химреагента – совместим с большинством

известных добавок для

буровых растворов


3-10 кг/м 3 в зависимости от условий бурения.

Более подробная информация в инструкции

по использованию химреагента.


Внешний вид – порошок от коричневого


Упаковка

SHALE-X®Сухой упаковывается в бумажные

или полипропиленовые мешки

по 25 кг.


17

МАКС-ФЛЕКС®

ИНГИБИТОР ГЛИНЫ

НА ОСНОВЕ ЛАТЕКСА

(ЛАТЕКСНЫЙ «СИЛАНТ»)

Описание

МАКС-ФЛЕКС® представляет собой модифицированный

синтетический стирен-бутадиеновый

латекс, легко диспергируемый

в воде. Это эффективный

«силант» (герметик) пор и микротрещин.

Образует прочную пленку на стенке

скважины. Свежепробуренный ствол

скважины может демонстрировать исключительную

стабильность («как будто

обсаженный»). Идеален в сочетании с

микрокольматантами на основе асфальтенов

типа СТАБИЛАЙТ®II для формирования

прочного герметика в порах.

МАКС-ФЛЕКС® может использоваться

как в пресных буровых растворах, так

и в минерализованных буровых растворах.

Также используется в растворах на

углеводородной основе (РУО) в качестве

понизителя фильтрации и тампонажных

растворах для снижения фильтрации

и повышения герметичности крепи цементный

камень – обсадная колонна и

цементный камень – порода.


• обеспечивает исключительную стабильность

ствола скважины, используется

там, где защитных свойств

традиционных ингибиторов типа KCl

недостаточно

• формирует прочную пленку на стенке

скважины, препятствует проникновению

фильтрата в структуру глинистого

сланца

• герметизирует поры и микротрещины,

минимизирует процесс переноса

порового давления, повышает

стабильность глинистых пород


Устойчив к загрязнениям (в том числе

катионами Ca++ и Mg++), может использовать

в известковых и гипсовых

растворах.


При первоначальном приготовлении

раствора сначала вводят бентонит, затем

– МАК-ФЛЕКС®, так как латекс подавляет

гидратацию бентонита. Рекомендуемая

концентрация 20-30 кг/м 3 .


Внешний вид – жидкость белого/кремового

цвета.

Упаковка

МАКС-ФЛЕКС® упаковывается в металлические

бочки по 200 л или IBCконтейнеры.


19

!

Концентрацию полиакриламида в растворе

можно измерить с использованием борной кислоты

и индикатора метилоранж.

КЛА-ФРИ®

ЖИДКИЙ ПОЛИАМИНОВЫЙ


Описание

КЛА-ФРИ® – жидкий полиаминовый ингибитор

набухания глины и глинистых

сланцев. Это слегка катионный полимер

с низким молекулярным весом, подавляет

процессы гидратации глинистых минералов.

Механизм ингибирования схож с

действием ионов калия K+, только в данном

случае в роли агента, подавляющего

межплоскостную гидратацию глинистых

пластинок, выступает ион аммония NH4+.

Благодаря низкому молекулярному весу,

катион легко проникает в поры и служит

заменителем ионам калия (K+) при

сравнительно низкой концентрации. Лабораторные

тесты показывают, что 14-17

кг/м 3

КЛА-ФРИ® обеспечивают уровень

ингибирования, эквивалентный 6% KCl

в буровом растворе. Но, в отличие от KCl,

КЛА-ФРИ® сохраняет свою эффективность

в присутствии значительного количества

NCl в буровом растворе. 1% КЛА-

ФРИ снижает набухание бентонитовой

таблетки на приборе LSM не менее, чем

на 50% по сравнению с базовым раствором.

Не является токсичным веществом,

не содержит в своем составе хлорорганических

соединений.


• ингибитор глины и глинистых сланцев

• подавляет гидратацию глинистых

частиц, препятствует их набуханию

• покрывает стенку скважины и шлам

защитной пленкой, препятствует дезинтеграции

глинистых сланцев

• покрывает металлические поверхности

защитной оболочкой, препятствует

налипанию породы на долото

и элементы КНБК, способствует

увеличению механической скорости

бурения, препятствует коррозии бурильного

инструмента


• в отличие от KCl не оказывает вредного

влияния на окружающую среду

• в отличие от KCl не оказывает негативного

влияния на проведение ГИС и интерпретацию

каротажных диаграмм

• в отличие от KCl – меньшие затраты

на транспортировку и хранение


Рекомендуемая концентрация 5-20 кг/м 3

в зависимости от необходимого уровня

ингибирования. 14-17 кг/м 3 соответствует

6% KCl по уровню ингибирования. Не

рекомендуется использовать КЛА-ФРИ®

в растворах с большим содержанием

коллоидной глинистой фазы (MBT более

49 кг/м 3 ).


Внешний вид: жидкость.

Упаковка

КЛА-ФРИ® упаковывается в металлические



21

ПОЛИТРОЛ®

ПОЛИАМИНОВЫЙ ИНГИБИТОР

(ПОЛИЭФИРАМИН)

Описание

ПОЛИТРОЛ® – жидкий полиаминовый

(полиэфирамин) ингибитор набухания

глины и глинистых сланцев нового поколения,

основной компонент HPWBM

высокоэффективных буровых растворов

на водной основе (схожие по своей технологичности

с РУО). Это слегка катионный

терполимер, адсорбируется на отрицательно

заряженной гранях глинистых частиц,

покрывает их защитной оболочкой.

Может использоваться как в пресных, так

и в соленасыщенных растворах. По своей

эффективности буровые растворы на основе

ПОЛИТРОЛ® намного превосходят

традиционные растворы на основе акриловых

полимеров. Ингибирующая способность

схожа с использованием РУО.

Не является токсичным веществом, не

содержит в своем составе хлорорганических

соединений.


• ингибитор гидратации глины (смектита,

иллита, каолинита)

• сохраняет целостность стенок скважины

и шлама, препятствует его дезинтеграции

• препятствует образованию сальников

на долоте и элементах КНБК,

способствует увеличению механической

скорости бурения

• является основным компонентом

HPWBM – высокоэффективных буровых

растворов на водной основе – безопасная

и доступная альтернатива РУО


• в отличие от KCl не оказывает вредного

влияния на окружающую среду

• в отличие от KCl не оказывает негативного

влияния на проведение ГИС

и интерпретацию каротажных диаграмм

• в отличие от KCl – меньшие затраты

на транспортировку и хранение

• минимальное воздействие на продуктивные

пласты, рекомендован

для использования в растворах для

первичного вскрытия



в зависимости от желаемого уровня ингибирования.

Во избежание выделения газообразного

аммиака и появления неприятного

запаха рекомендуется поддерживать

pH бурового раствора менее 10.


Внешний вид: жидкость.

pH 1% водного раствора: 8-11.

Растворимость в воде: растворим.

Упаковка

ПОЛИТРОЛ® упаковывается в металлические



23

!

Концентрацию полиаминов в растворе

можно измерить с использованием

соли Рейнеке.

ДРИЛАМИН®

ДРИЛАМИН®

ОРГАНИЧЕСКИЙ ИНГИБИТОР ГЛИНЫ

АМИННОГО ТИПА

Описание

ДРИЛАМИН® – экономически эффективный

органический ингибитор глины

аминного типа для буровых растворов

на водной основе.

Механизм действия реагента заключается

в нейтрализации отрицательно

заряженных поверхностей глинистых

частиц, предотвращении гидратации за

счет образования гидрофобного слоя

на стенке скважины.

Растворенные в фильтрате бурового

раствора, частицы ДРИЛАМИН® проникают

и адсорбируются в порах и

микротрещинах, сужают поровое пространство

за счет электростатического

взаимодействия.


• основной компонент высокоэффективных

буровых растворов на водной

основе

• подавляет межплоскостную гидратацию,

препятствует набуханию глинистых

частиц

• улучшает триботехнические свойства

бурового раствора и управляемость

КНБК

• формирует полупроницаемую мембрану

на стенке скважины, останавливает

процесс переноса порового

давления


• дешевле большинства ингибиторов

типа аминов и полиаминов

• в отличие от KCl не «сушит» глинистый

сланец, не вызывает сжатие и

охрупчивание

• снижает фильтрацию, и стабилизирует

структурно-реологические

свойства бурового раствора

• рекомендуется для использования в

составах растворов для первичного

вскрытия продуктивных пластов


Рекомендуемая концентрация 15-30 кг/м 3 .

Рекомендуется добавлять ДРИЛАМИН®

через гидроворонку или в желоб, в рабочую

емкость с буровым раствором. Желательно

медленно вводить химреагент

в актив в течение 1-2 циклов циркуляции

для равномерного перемешивания.


Внешний вид – вязкая жидкость коричневого

цвета.

Упаковка

ДРИЛАМИН® упаковывается в металлические



25

ДЖИ-ДРИЛЛ®


НА ОСНОВЕ ПОЛИГЛИКОЛЕЙ

Описание

ДЖИ-ДРИЛЛ® – ингибитор глины и глинистых

сланцев на основе полигликолей.

Обеспечивает высокую степень защиты

глинистых минералов от набухания. Образует

нерастворимый осадок при взаимодействии

с пластовым флюидом, препятствуя

переносу порового давления.

Сохраняет целостность шлама, способствует

его отсеиванию на виброситах.

Улучшает смазочные свойства раствора,

обладает противосальниковым эффектом.

При нагревании раствора на забое

скважины от интенсивного вращения долота,

частицы полигликолей выпадают из

раствора, покрывая шлам и стенку скважины

защитной оболочкой. При остывании

раствора на поверхности, частицы

полигликолей снова полностью растворяются

в водной фазе. То же самое происходит

при проникновении фильтрата с

ДЖИ-ДРИЛЛ® в структуру породы с температурой

выше, чем температура в приствольной

зоне. Благодаря слегка анионной

природе ДЖИ-ДРИЛЛ®, притяжение

между частицами химреагента и положительно

заряженными ребрами глинистых

частиц происходит легче.


• покрывает шлам и стенку скважины

защитной оболочкой

• препятствует проникновению фильтрата

в структуру породы

• ингибирует набухание глинистых

минералов

• обеспечивает исключительную стабильность


• повышает смазывающие свойства

раствора (особенно в сочетании с асфальтеном

СТАБИЛАЙТ II)

• препятствует наработке коллоидной

глинистой фазы, снижает объемы

раствора на разбавление


• совместим со большинством известных

химреагентов (рекомендуется

применять совместно с PHPA, комплексом

алюминия, асфальтенами)

• совместим с большинством типов

рассолов (бромиды, ацетаты, формиаты)


Рекомендуемая концентрация 20-30

кг/м 3 . Рекомендуется добавлять ДЖИ-

ДРИЛЛ® через гидроворонку или в желоб

в рабочую емкость с буровым раствором.

Желательно медленно вводить

химреагент в актив в течение всего цикла

циркуляции для равномерного перемешивания.


Внешний вид: вязкая жидкость от темно-коричневого


Упаковка

ДЖИ-ДРИЛЛ® упаковывается в металлические



27

ТАНАТИН®

РАЗЖИЖИТЕЛЬ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Описание

ТАНАТИН® – многофункциональная добавка

на основе фенолов растительного

происхождения для буровыхрастворов

для контроля вязкости и водоотдачи.

Обладая ярко выраженной анионной

природой, выступает в роли дефлокулянта,

нейтрализуя избыточные положительные

заряды на краях глинистых

частиц, способствует разрушению глинистых

агрегатов.

В среднем в 4-6 раз эффективнее лигносульфонатов.

Незаменим при цементном

загрязнении бурового раствора.

Может использоваться в тампонажных

растворах в качестве замедлителя сроков

схватывания цемента.


• снижает вязкость бурового раствора

с сохранением адекватной структуры

(СНС)

• способствует снижению водоотдачи

в условиях высоких температур за

счет дефлокуляции глинистых частиц

• незаменим при обработке раствора

при загрязнениях: цементом, ангидридами,

кислыми газами (CO2)

• рекомендуется для обработки раствора

перед цементированием для снижения

реологических параметров


• в 4-5 раз эффективнее лигносульфонатов

• не содержит хрома, может использоваться

на площадях с уязвимой

экологией

• термостабильность до 200 °С

• не требует добавления каустической

соды для активации


Рекомендуемая концентрация:

– 3-10 кг/м 3 в диспергированных

неингибированных буровых растворах

– 1-7 кг/м 3 для обработки загрязненных

растворов

– 1-5 кг/м 3 для обработки бурового

раствора перед цементированием


Внешний вид: коричневый порошок.

Упаковка

ТАНАТИН® упаковывается в бумажные

или полипропиленовые мешки по 22,7 кг.


29

ПОЛИКАП®

ИНКАПСУЛЯТОР /

ЧАСТИЧНО ГИДРОЛИЗОВАННЫЙ

ПОЛИАКРИЛАМИД

Описание

ПОЛИКАП® – ингибитор глины/инкапсулятор,

представляет собой продукт

сополимеризации акриламида и

акрилата натрия – частично гидролизованный

полиакриламид. Благодаря

сополимеризации карбоксильных и

амидных групп продукт обладает анионной

природой и способен растворяться

в воде.

Механизм ингибирования заключается

в присоединении отрицательно заряженных

карбоксильных групп молекул

к положительно заряженным краям

глинистых частиц. Длинная полимерная

цепочка обеспечивает инкапсуляцию

шлама и создает пленку на стенке

скважины, препятствуя проникновению

фильтрата в структуру породы.


• инкапсулирует частицы глинистого

шлама, препятствует его рециркуляции

и измельчению

• выступает в роли селективного флокулянта,

минимизирует значение

MBT и содержание коллоидной глинистой

фазы в растворе

• покрывает стенку скважины защитной

пленкой, препятствует проникновению

фильтрата внутрь в структуру

породы

• улучшает смазывающие свойства

раствора



• легко растворяется


При первоначальном приготовлении

химреагент вводится в буровой раствор

тредиционным способом через гидроворонку.

В дальнейшем рекомендуется

готовить водные растворы полимера

(премиксы) для пополнения рабочего

объема. Рекомендуемая концентрация

0,5-5 кг/м 3 .

Не рекомендуется увеличивать pH раствора

более 10.5 и содержание двухвалентных

катионов (общая жесткость)

более 500 мг/л.


Внешний вид: сыпучий порошок от белого

до кремового цвета.

Упаковка

ПОЛИКАП® упаковывается в бумажные



31

!Осмос – это процесс диффузии молекул растворителя через полупроницаемую

мембрану в сторону большей концентрации растворенного вещества из объема

с меньше концентрацией растворенного вещества. Например, при использовании

бурового раствора с меньшей минерализацией, чем минерализация

пластовой воды.

ТЕРРАПАН®

АКРИЛОВЫЙ ПОНИЗИТЕЛЬ

ФИЛЬТРАЦИИ

Описание

ТЕРРАПАН® – синтетический полимер

акрилового ряда для контроля

фильтрации буровых растворов

на основе пресной, морской и среднеминерализованной

(до 5% NaCl) воды

при температуре до 200 °С. В слабоминерализованных

растворах в некоторой

степени снижает вязкость и СНС.

Хорошо сочетается с большинством

известных добавок для буровых растворов.

Не рекомендуется увеличивать содержание

двухвалентных катионов в буровом

растворе (общая жесткость) более

500 мг/л.

Не рекомендуется использовать ТЕРРА-

ПАН® в растворах с минерализацией

более 7% NaCl или KCl, так как реагент

теряет эффективность. С осторожностью

применять в растворах с высоким

MBT и твердой фазой более 10%, так как

возможно резкое повышение вязкости.

Для нейтрализации этого явления рекомендуется

использовать понизители

вязкости, например, хроматы.


• понижает водоотдачу и улучшает качество

фильтрационной корки

• покрывает шлам и стенку скважины

защитной полимерной пленкой

• препятствует гидратации глинистых

частиц



• не подвержен бактериальному разложению


Рекомендуемая концентрация 1-3 кг/м 3 .


Внешний вид: сыпучий порошок от белого

до коричневого цвета.

Упаковка

ТЕРРАПАН® упаковывается в бумажные



33

ТЕРРАПАН®ЖИДКИЙ

ТЕРРАПАН®

Жидкий

АКРИЛОВЫЙ ПОНИЗИТЕЛЬ

ФИЛЬТРАЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ /

ПОЛИАКРИЛАТ НАТРИЯ

Описание

ТЕРРАПАН®Жидкий – представляет собой

синтетический полимер акрилового

ряда – полиакрилат натрия для буровых

растворов.

Внешний вид – раствор полимера в

экологически безопасном носителе.

Жидкая форма реагента незаменима

в условиях буровых с несовершенной

циркуляционной системой.

Продукт может добавляться как через

гидроворнку, так и непосредственно в


Мгновенно растворяется и не образует

полимерных узелков типа «рыбий глаз»,

которые могут теряться в больших количествах

при использовании сухих полимеров.

Таким образом, каждая молекула из канистры

с полимером попадает и остается

в рабочей системе бурового раствора.

Реагент превосходно работает как понизитель

фильтрации, инкапсулянт и

стабилизатор буровых растворов на

основе пресной, морской, средне- и

высокоминерализованной (вплоть до

насыщения) воды при температуре до

200 °С.

Не рекомендуется увеличивать содержание

двухвалентных катионов в

буровом растворе (общая жесткость)

более 500 мг/л.

С осторожностью применять в растворах

с высоким MBT и твердой фазой

более 10%, т.к. возможно резкое повышение

вязкости.


• понижает водоотдачу и улучшает качество


• инкапсулирует выбуренную пород,

покрывая шлам и стенки скважины

защитной полимерной пленкой увеличивая


• препятствует гидратации глинистых

частиц



• солестойкий


в отличии от природных

полимеров

• быстрая растворимость



в зависимости от типа раствора, необходимых

параметров и специфики бурения.


Внешний вид – желтая вязкая текучая

жидкость.

Упаковка

ТЕРРАПАН®Жидкий упаковывается в канистры

по 25 кг или бочки по 200 л.


35

СУПЕРСЛАЙДЕР®

Силвер

СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА

ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Описание

СУПЕРСЛАЙДЕР®СИЛЬВЕР – сложная

смесь эфиров жирных кислот и триглицеридов.

Используется в качестве

смазочной добавки для буровых растворов

на водной основе.

Экономически эффективное решение для

массового бурения. Работает как в пресных,

так в насыщенных NaCl растворах.

Предназначена для бурения вертикальных,

наклонно-направленных и

горизонтальных скважин. В том числе

продуктивных горизонтов, так как не

оказывает негативного влияния на коллекторские

свойства пласта.

Снижает крутящий момент и вес инструмента

на «вира» и «майна». Улучшает

«хождение» инструмента, способствует

качественному бурению в режиме слайда.

Стандартная концентрация 2-5% в зависимости

от типа и состава бурового

раствора.


• снижает крутящий момент, колебания

амплитуды момента

• улучшает «хождение» инструмента,

снижает значения веса на крюке

• облегчает доведение нагрузки на

долото, способствует бурению «в

слайде»

• увеличивает механическую и коммерческую

скорость бурения


• не пенит

• не «высаливается»

• экологически безопасна


Рекомендуемая концентрация 20-50

кг/м 3

в зависимости от состава и типа

раствора и геометрии скважины.

Добавляется через гидроворонку или

напрямую в емкость с раствором или в

желоб.


Внешний вид – темная жидкость с запахом

лесохимии.

Упаковка

СУПЕРСЛАЙДЕР® СИЛЬВЕР упаковывается

в металлические бочки по 200 л

или IBC контейнера.


37


Голд

МОДИФИКАТОР ТРЕНИЯ

ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ/


Описание

СУПЕРСЛАЙДЕР® ГОЛД – модификатор

трения (смазочная добавка) для

бурения вертикальных, наклонно-направленных

и горизонтальных скважин.

Представляет собой смесь сложных

эфиров жирных кислот.

Отличие от смазок на основе

минеральных и растительных масел:

– молекулы эфиров адсорбируются на

металлических поверхностях и на стенке

скважины, создавая смазочную «подушку»,

по которой свободно скользит

твердое тело (буровой инструмент или

обсадная колонна);

– диспергируется по всему объему раствора

и не мигрирует в купольную зону

горизонтального ствола, не создает условия

для возникновения прихватов;

– не разделяется на фазы, не скапливается

на устье скважины во время длительных

остановок.


• быстро и эффективно снижает крутящий

момент, колебания амплитуды

момента

• улучшает хождение инструмента,

снижает значения веса на крюке

• облегчает доведение нагрузки на

долото, способствует бурению «в

слайде»



• можно использовать для приготовления

концентрированных пачек

перед спуском обсадной колонны


• не пенит





в зависимости от состава и типа раствора

и геометрии скважины.


напрямую в емкость с раствором или

в желоб. Можно дополнительно добавлять

по 20-30 литров в бурильные трубы

перед слайдом.


Внешний вид – низковязкая жидкость.

Упаковка

СУПЕРСЛАЙДЕР®ГОЛД упаковывается в

металлические бочки по 200 л или IBC

контейнера.


39


Платинум


ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ/


Описание

СУПЕРСЛАЙДЕР® ПЛАТИНУМ – модификатор

трения (смазочная добавка) для

бурения скважин со сложным профилем

(ERD, с протяженными горизонтальными

участками). Представляет собой

сложную смесь эфиров жирных кислот.

Отличие от смазок на основе

минеральных и растительных

масел:

– молекулы эфиров адсорбируются на

металлических поверхностях и на стенке

скважины, создавая смазочную «подушку»,

по которой свободно скользит

твердое тело (буровой инструмент или

обсадная колонна);

– диспергируется по всему объему раствора

и не мигрирует в купольную зону

горизонтального ствола, не создает условия

для возникновения прихватов;

– не разделяется на фазы, не скапливается

на устье скважины во время длительных

остановок. Позволяет бурить

более протяженные интервалы с использованием

менее производительных

буровых станков.



момент, колебания амплитуды

момента

• улучшает хождение инструмента,

сни-жает значения веса на крюке

• облегчает доведение нагрузки на долото,

способствует бурению «в слайде»

• улучшает управляемость КНБК, снижает

вероятность «вылета» из продуктивного

пласта

• сводит к минимуму показания

Stick&Slip, уровень вибрационного

воздействия




• не пенит



• работает при минимальной концентрации



в зависимости от состава и типа бурового

раствора и геометрии скважины. Добавляется

через гидроворонку или напрямую

в емкость с раствором или в желоб. Можно

дополнительно добавлять по 20-30 литров

в бурильные трубы перед слайдом.


Внешний вид – низковязкая прозрачная

жидкость.

Упаковка

СУПЕРСЛАЙДЕР®ПЛАТИНУМ упаковывается

в металлические бочки по 200 л

или IBC контейнера.


41

!

Концентрацию полигликолей в растворе

можно измерить с помощью рефрактометра

или ретортного анализа.

ХАЙТЕМП®200

ХАЙТЕМП®200

ТЕРМОСТОЙКИЙ СУЛЬФИРОВАННЫЙ

АКРИЛОВЫЙ СОПОЛИМЕР


ДО 200 °С

Описание

ХАЙТЕМП®200 – синтетический термостабильный

сополимер для бурения

«горячих» скважин. Представляет

собой белый сыпучий порошок, легко

растворимый в воде.

Разработан для буровых растворов, используемых

в условиях солевой агрессии

и высокой забойной температуры.

Совместим со всеми традиционно используемыми

химреагентами для буровых

растворов на водной основе.

Используется с целью контроля фильтрации

и стабилизации реологических

параметров бурового раствора при высокой

температуре.

Термостойкость полимера – минимум

200 °С.


• снижает фильтрацию бурового раствора

в сложных забойных условиях

– высокая температура и солевая

агрессия

• улучшает качество фильтрационной

корки


бурового раствора в условиях

высокой температуры, в том числе

значения реологии при низких

скоростях сдвига для лучшей очистки

горизонтальных скважин

• повышает седиментационную устойчивость

раствора, препятствует

осаждению частиц утяжелителя и

шлама


• высокая эффективность в растворах

любой минерализации

• устойчивость к Ca++ до 5500 мг/л



Рекомендуемая концентрация полимера

2-15 кг/м 3

в зависимости от типа и

состава раствора и требуемых параметров.


Внешний вид – сыпучий порошок белого

цвета.

Упаковка

ХАЙТЕМП®200 упаковывается в бумажные


22,7 кг.


43

ЭКСТРАМУЛ®ДИРЕКТ

ЭКСТРАМУЛ®

Директ

ЭМУЛЬГАТОР ДЛЯ ПРЯМЫХ

ЭМУЛЬСИЙ ТИПА «МАСЛО-В-ВОДЕ»

(ЭМУЛЬСИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

I РОДА)

Описание

ЭКСТРАМУЛ®Директ представляет собой

концентрированную смесь поверхностно-активных

веществ (ГЛБ=9), используемых

в буровых растворах для

приготовления стабильной эмульсии

I рода (типа «масло-в-воде»). Прямые

эмульсии используются, в основном,

при бурении пластов с АНПД, сложенных

активными породами, которые могут

вступать в реакцию с водой и компонентами

бурового раствора (соль,

гипс и т.д.). При использовании эмульгатора

ЭКСТРАМУЛ®Директ возможно

приготовить экологически безопасную

эмульсию с пресной, минерализованной

или соленасыщенной водной фазой,

максимально инертную к солям.

Это простой способ получить недорогой

«зеленый» буровой раствор на водной

основе плотностью менее 0.9, устойчивый

к загрязнителям и с соотношением

вода-масло до 50-50.


• образует устойчивую прямую эмульсию

(типа «масло-в-воде»)

• обладает хорошей эмульгирующей

способностью в широком диапазоне

рН

• эффективен как в пресных, так и в

соленасыщенных системах буровых

растворов

• работает при минимальных концентрациях

• работает в широком диапазоне соотношения

воды и масла (вплоть до 50%)

• работает с любым типом углеводородов


• экологически безопасный продукт,

основной компонент «зеленых»

эмульсий

• используется в растворах для первичного

вскрытия, не оказывает

отрицательного действия на коллекторские

свойства продуктивных

пластов


Рекомендуемая концентрация реагента

– 4-15 кг/м 3 в зависимости от типа

бурового раствора. Не рекомендуется

хранить бочки с реагентом под прямыми

солнечными лучами.



цвета.

Упаковка

ЭКСТРАМУЛ®Директ упаковывается в

металлические бочки по 200 л (185 кг).


45



растворов

на углеводородной

основе (РУО)

СТАБИЛАЙТ®

РУО

АСФАЛЬТИТ / ПОНИЗИТЕЛЬ

ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ РУО

Описание

СТАБИЛАЙТ®РУО – многофункциональный

понизитель фильтрации РУО (асфальтит).

Препятствует осыпанию глинистых

сланцев за счет тщательного закупоривания

пор и микротрещин. Способствует

формированию прочной и упругой фильтрационной

корки.

Уменьшает размывы ствола скважины

(коэффициент кавернозности) – способствует

качественной очистке от шлама,

спуску обсадной колонны и цементированию.

Применение:

• понижает HTHP фильтрацию буровых

растворов на углеводородной


• способствует образованию прочной


• стабилизирует глинистые породы,

склонные к осыпанию

• препятствует проникновению раствора

и фильтрата в структуру породы

– останавливает процесс переноса

порового давления

Преимущества:

• снижает фильтрацию бурового раствора

– самостоятельно или в сочетании

с органофильным лигнитом

КЛОТОНЕКС®



• минимизирует эффект «подлипания»

инструмента, снижает вероятность

дифференциального прихвата



в зависимости от требуемых показателей

фильтрации. Последующая обработка

активной системы – 0.5-1 кг/м 3 за 12-часовую

смену. Рекомендуется растворить

химреагент в базовой основе перед добавлением

рассола хлорида кальция.

При добавлении в активную систему рекомендуется

постепенно добавлять через

гидроворонку в течение нескольких

циклов циркуляции после разогрева

бурового раствора.

Упаковка

СТАБИЛАЙТ®РУО упаковывается в бумажные


по 22,7 кг.

КЛОТО | Химреагенты для буровых растворов на углеводородной основе (РУО)

49

КЛСП®РУО

СУХОЙ ЭМУЛЬГАТОР

ДЛЯ РУО ДЛЯ РЕГИОНОВ

С ХОЛОДНЫМ КЛИМАТОМ

Описание

КЛСП®РУО – порошкообразный эмульгатор

инвертных эмульсий (РУО) – растворов

на углеводородной основе.

Обладает свойствами смачивающего

агента. Используется для создания

устойчивой инвертной эмульсии.

Требует использования извести для

образования кальциевых мыл для активации.

Порошкообразная форма

эмульгатора экономически эффективна

по сравнению с жидкими формами:

требуется меньшая концентрация химреагента,

снижаются затраты в связи с

отсутствием необходимости транспортировать,

чистить и утилизировать металлические

бочки.


• образует стабильную обратную

эмульсию в РУО (второго рода, типа

вода-в-нефти)

• электростабильность раствора более

1500 Вольт уже при концентрации

14 кг/м 3

• обладает свойствами смачивающего

агента

• эффективен в любом типе базовой

основы РУО

• сохраняет свои свойства в сложных

забойных условиях: термостабильность

более 150 °С


• идеально подходит для использования

в районах с холодным климатом

• снижение затрат при использовании

сухого эмульгатора: отсутствует

необходимость транспортировать,

чистить и утилизировать металлических

бочек, не замерзает в условиях

низких температур




электростабильности. Рекомендуется добавить

КЛСП®РУО и известь к базовой основе

перед добавлением рассола хлорида

кальция.

При добавлении в активную систему рекомендуется

постепенно добавлять через

гидроворонку в течение нескольких

циклов циркуляции.




Упаковка

КЛСП®РУО упаковывается в полипропиленовые

мешки по 20 кг.


51

ЛИКВИТРОЛ®

ЖИДКИЙ ПОЛИМЕРНЫЙ


ДЛЯ РУО

Описание

Полимерная суспензия ЛИКВИТРОЛ® –

экономически эффективный жидкий

понизитель фильтрации для буровых

растворов на углеводородной основе

(РУО).

Быстро диспергирует в буровом растворе

при любой температуре и обеспечивает

снижение HTHP фильтрации.


• быстро и эффективно снижает HTHP

фильтрацию РУО в широком диапазоне

температур

• способствует повышению стабильности

эмульсии, увеличивает значение

электростабильности бурового

раствора

• используется с любым типом основы:

дизельное топливо, минеральное

масло, нефть


• благодаря жидкой природе химреагент

быстро диспергирует в буровом

растворе

• не оказывает негативного влияния

на реологические параметры бурового

раствора

• не требует использования дополнительных

ПАВ для качественной

работы

• минимальный класс опасности, продукт

на основе лесохимии – 100%

природного сырья


Рекомендуемая концентрация 20 кг/м 3 .

Рекомендуется добавлять ЛИКВИТРОЛ®

через гидроворонку или в желоб в рабочую


Желательно медленно вводить химреагент

в актив в течение всего цикла

циркуляции для равномерного растворения.


Внешний вид: вязкая жидкость от янтарного


Упаковка

ЛИКВИТРОЛ® упаковывается в металлические



53

!

Буферный раствор – это растворы таких веществ,

которые предотвращают значительные изменения pH

при добавлении в буровой раствор щелочи или кислоты.

КЛОТОНЕКС®

ОРГАНОФИЛЬНЫЙ ЛИГНИТ

(ПОНИЗИТЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ

ДЛЯ РУО)

Описание

Термостойкий химреагент на основе

модифицированного лигнита (органофильный

лигнит). Эффективный понизитель

фильтрации и стабилизатор реологических

параметров РУО (буровых

растворов на углеводородной основе) в

сложных забойных условиях.


• понижает HTHP фильтрацию буровых



• способствует образованию прочной

фильтрационной корки и обеспечивает



эмульсии


• эффективен при низкой концентрации

• экологически безопасен

• может использоваться в любом типе

углеводородной базовой основы




фильтрации. При сочетании с природным

асфальтитом СТАБИЛАЙТ® РУО необходимая

концентрация уменьшается.


Внешний вид: порошок от кофейно-коричневого


Упаковка

КЛОТОНЕКС® упаковывается в бумажные


25 кг.


55

1

2

3

4

5

6

7

8 9

ВЕЛЛБОНД®

ТЕХНОЛОГИЯ ЛИКВИДАЦИИ

ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА

ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РУО

Технология ликвидации поглощения

буровых растворов на углеводородной

основе WELLBOND®

представляет собой двухкомпонентную

систему, состоящую из:

– Органической смолы WELLBOND ®,

– Отвердителя – рассола хлористого

кальция (всегда доступен на буровой

при использовании РУО).

При возникновении

поглощения бурового раствора:

Этап 1: в зону поглощения закачиваем

пачку раствора WELLBOND® через буровой

инструмент (нет необходимости

в СПО для смены компоновки).

Этап 2: закачиваем буфер – разделительную

жидкость (основу РУО – нефть,

дизель, минеральное масло, и т.д.).

Этап 3: закачиваем рассол хлористого

кальция (CaCL2).

Этап 4: закрываем превентор и давим

рассол через пачку смолы WELLBOND®

При взаимодействии рассола CaCl2 и

смолы WELLBOND® образуется непроницаемый

барьер (резиноподобная

масса).

Этап 5: продолжение бурения без поглощения.

Механизм действия:

1. В ячейке фильтр-пресса – высокопроницаемый

песчаник – без бумажного

фильтра.

2. «Закачиваем» пачку раствора со смолой

WELLBOND®.

3. Закручиваем крышку, создаем давление

120 psi (для продавки пачки

WELLBOND® через песчаник).

4. Пачка раствора WELLBOND® проходит

через слой песчаника.

5. Сверху «закачиваем» рассол хлористого

кальция (CaCl2), создаем давление

120 psi.

6. Спустя 1 час при постоянном давлении

120 psi уровень рассола CaCl2 на

поверхности песчаника остался на том

же уровне. При взаимодействии смолы

WELLBOND и рассола на поверхности

песчаника образовался непроницаемый

барьер.

7. Рассол CaCl2 не просочился через

песчаник за 1 час при давлении 120 psi –

уровень остался такой же.

8. Сливаем рассол CaCl2.

9. Непроницаемый герметичный барьер

– резиноподобная масса на поверхности

песчаника.


57

АДВАНТА®

ПОЛИМЕРНЫЙ ПОНИЗИТЕЛЬ

ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ РУО

«КРАХМАЛ» ДЛЯ РУО

Описание

Экономически эффективный понизитель

фильтрации для растворов на углеводородной

основе (дизельное топливо,

минеральное масло, нефть, синтетика).

Представляет собой сыпучий белый полимерный

порошок. Легко вводится

через гидроворонку и быстро диспергирует

в буровом растворе. Рекомендуется

для вскрытия продуктивных пластов,

так как не забивает поры. В отрасли известен

как «крахмал для РУО».


• быстро и эффективно понижает

HTHP фильтрацию бурового раствора

на углеводородной основе (РУО)

• формирует прочную эластичную

корку на стенке скважины

• легко диспергирует в растворе


в условиях высоких температур

• может использоваться самостоятельно,

или в сочетании с другими понизителями

фильтрации – СТАБИЛАЙТ®РУО

(асфальтит) и КЛОТОНЕКС® (органофильный

лигнит)


• способствует стабильности ствола

скважины

• препятствует оседания барита


растворах для первичного вскрытия

продуктивного пласта



в зависимости от необходимого показателя

фильтрации. Рекомендуется постепенно

вводить порошок в буровой раствор

(1 мешок за 30 минут) для более полного

растворения.


Внешний вид: белый сыпучий порошок.

Упаковка

АДВАНТА® упаковывается в многослойные

бумажные или полипропиленовые

мешки по 22,7 кг.


59

АДВАНТА®Жидкая

АДВАНТА®

Жидкая

ЖИДКИЙ ПОЛИМЕРНЫЙ


ДЛЯ РУО

Описание

Высокоэффективный жидкий понизитель

фильтрации для растворов на углеводородной

основе. Фильтрация раствора

РУО с использованием реагента

АДВАНТА®Жидкая может достигать 0

(нуля), в том числе при испытаниях на

керамических дисках.

Материал представляет собой низковязкую

жидкость.

Легко вводится через гидроворонку,

мгновенно диспергирует в буровом растворе

и быстро снижает фильтрацию.

Рекомендуется в том числе для вскрытия

продуктивных пластов, так как не

оказывает негативного влияния на коллекторские

свойства.


• быстро и эффективно понижает

HTHP фильтрацию бурового раствора

на углеводородной основе (РУО)

вплоть до нулевых значений

• способствует формированию прочную

эластичную корку на стенке скважины

• быстро диспергирует в растворе


в условиях высокой температуры

• работает в качестве субмикронного

кольматанта – обеспечивает стабильность


• может использоваться самостоятельно,

или в сочетании с другими понизителями

фильтрации – СТАБИЛАЙТ®РУО

(асфальтит) и КЛОТОНЕКС® (органофильный

лигнит)


• может использоваться с любым типом

основы для РУО (дизельное топливо,

минеральное масло, нефть,

синтетика)

• способствует поддержанию утяжелителей

во взвешенном состоянии


растворах для первичного вскрытия

продуктивного пласта



в зависимости от необходимого показателя

фильтрации.


Внешний вид – низковязкая жидкость.

Упаковка

АДВАНТА®Жидкая упаковывается в бочки

по 200 л.


61


2000

ЭМУЛЬГАТОР ДЛЯ РУО

Описание

ЭКСТРАМУЛ®2000 – полиаминированная

жирная кислота. Используется в

качестве эмульгатора для РУО (буровых

растворов на углеводородной основе).

Образует стабильную эмульсию (типа

вода-в-нефти).

Сохраняет свою эффективность в условиях

высоких забойных температур и в

присутствии загрязнителей (вода, твердая

фаза, цемент).

Требует добавления извести для образования

кальциевых мыл (замещения

водорода в молекулах жирной кислоты

металлом).


• образует устойчивую эмульсию

(типа вода-в-нефти)

• значение электростабильности раствора

может достигать 2000 Вольт

(зависит от концентрации и состава

раствора)

• используется с любым типом основы:

дизельное топливо, минеральное

масло, нефть


• может использоваться самостоятельно

или в совокупности со вторичным

эмульгатором WELLTREAT®

(при использовании раствора высокой

плотности)

• способствует формированию плоского

реологического профиля,

предотвращает оседание барита

• повышает термостабильность бурового

раствора

• минимальный класс опасности –

100% «зеленый» продукт на основе

природного сырья


Рекомендуемая начальная концентрация

15-30 кг/м 3 в зависимости от плотности

раствора, водонефтяного соотношения

и забойной температуры.

Рекомендуется добавить эмульгатор в

емкость с базовым маслом через гидроворонку,

затем добавить известь для

активации эмульгатора, затем смешать

с рассолом.

Рекомендуется использовать диспергатор

для приготовления максимально

стабильной эмульсии.


Внешний вид – вязкая жидкость от янтарного


Упаковка

ЭКСТРАМУЛ®2000 упаковывается в металлические

бочки по 200 л (185 кг).


63


СУПРИМ

КОМПЛЕКСНЫЙ ЭМУЛЬГАТОР


НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

(ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ)

Описание

ЭКСТРАМУЛ®СУПРИМ – высокоэффективный

термостойкий маслорастворимый

полиамид жирных кислот таллового

масла, используемый в качестве

эмульгатора и смачивающего агента

для буровых растворов на углеводородной

основе.

Даже при низких концентрациях

ЭКСТРАМУЛ®СУПРИМ эффективно снижает

поверхностное натяжение между

внутренней (водной) и внешней (углеводородной)

фазами бурового раствора,

образует стойкую инвертную эмульсию

(типа «вода-в-масле»).

Частицы эмульгатора адсорбируются на

поверхностях твердых частиц в буровом

растворе, снижая межфазную поверхностную

энергию и поддерживая

их смачиваемость углеводородной фазой,

а не водной фазой.

ЭКСТРАМУЛ®СУПРИМ совместим с различными

типами углеводородной основы,

базовые (синтетические/минеральные

масла, дизельное топливо), и

водной фазы – рассолов хлорида кальция,

хлорида натрия, морской воды и

пресной воды.


• комплексный термостойкий эмульгатор

для буровых растворов на неводной

основе

• обеспечивает высокую электростабильность

бурового раствора и минимальную

фильтрацию

• препятствует образованию водной

фазы в фильтрате бурового раствора


• термостойкость до 200 °С

• может использоваться без дополнительного

смачивающего агента

• экологически безопасный продукт,

производится из натурального возобновляемого

сырья


Рекомендуемая концентрация реагента

– 15-30 кг/м 3 в зависимости от типа,

и соотношения (УВ/В) бурового раствора.

Не рекомендуется хранить бочки с

реагентом под прямыми сол-нечными

лучами.



цвета.

Упаковка

ЭКСТРАМУЛ®СУПРИМ упаковывается в

ме-таллические или пластиковые бочки

по 200 л., (185 кг).


65

ВЕЛЛТРИТ®

ВТОРИЧНЫЙ ЭМУЛЬГАТОР ДЛЯ РУО

Описание

ВЕЛЛТРИТ® представляет собой смесь

органических поверхностно-активных

веществ.

Используется в буровых растворах в качестве

вторичного эмульгатора для РУО

(растворов на углеводородной основе).

Обычно используется в растворах с высоким

содержанием твердой фазы.

Требует наличия избыточной извести в

растворе для максимальной эффективности.


• используется в качестве усилителя

первичного эмульгатора

• обычно используется в растворах

вы-сокой плотности и в сложных забойных

условиях (высокая температура

и т.д.)

• обладает свойствами смачивающего

агента (смачивает поверхность

твердых частиц маслом, а не водой)


• термостабильность до 200 °С (минимум)

• используется с любым типом основы

• препятствует агломерации твердых

частиц и связанной с этим потери

стабильности эмульсии



зависимости от типа и параметров раствора.

Рекомендуется добавить ВЕЛЛТРИТ® в

емкость с эмульгатором, базовым маслом

через гидроворонку, затем добавить

известь для активации, затем смешать

с рассолом.

Рекомендуется использовать диспергатор

для приготовления максимально

стабильной эмульсии.


Внешний вид – вязкая жидкость темного

цвета.

Упаковка

ВЕЛЛТРИТ® упаковывается в металлические



67


РУО


ДЛЯ РУО (СМАЗКА ДЛЯ РУО)

Описание

СУПЕРСЛАЙДЕР® РУО – модификатор

трения для буровых растворов на углеводородной

основе (РУО). Представляет

собой смесь сложных полимеризованных

эфиров жирных кислот.

При растворении в углеводородах «хвостики»

молекул химреагента образуют

защитный слой между металлической

поверхностью бурильного инструмента,

обсадной колонной и стенкой скважины.

Благодаря этому режим смазки меняется

с «пограничного» на «гидродинамический».

Используется при бурении. Незаменим

при бурении сложных ERD и горизонтальных

скважин.



момент и показания «весов»

инструмента на «вира» и «майна»

• сводит к минимум показания

Stick&Slip

• позволяет бурить более протяженные

интервалы с использованием

менее производительных буровых

станков





(нефть, масло, дизельное топливо)

• повышает стабильность эмульсии

• может использоваться в качестве

концентрированной пачки перед

спуском обсадных колонн и



в зависимости от плотности раствора и

водонефтяного соотношения и забойной

температуры.


напрямую в емкость с раствором или в

желоб.


Внешний вид: темная жидкость.

Упаковка

СУПЕРСЛАЙДЕР®РУО упаковывается в

металлические бочки по 200 л (180 кг).


69

РЕОМОД®Сухой

РЕОМОД®

Сухой

ЗАГУСТИТЕЛЬ РУО / МОДИФИКАТОР

РЕОЛОГИИ ДЛЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (РУО)

Описание

РЕОМОД® – сухой полимерный загуститель

– модификатор реологических

свойств буровых растворов на углеводородной

основе (РУО) с забойной температурой

до 80 °С.

Используется для повышения вязкости,

а также увеличения значений LSRV –

реологических свойств раствора при

низких скоростях сдвига (6 и 3 оборота

вискозиметра).

Способствует поддержанию твердой

фазы и утяжелителя во взвешенном состоянии.

Способствует формированию плоского

реологического профиля бурового раствора.

Не содержит в своем составе глинопорошок.

Может использоваться вместо или совместно

с органоглиной.

Используется как в составе бурового

раствора, так и для приготовления

и прокачки высоковязких пачек для

очистки ствола скважины.

Рекомендован для растворов для первичного

вскрытия продуктивных пластов,

где использования глинопорошка

нежелательно.


• используется для повышения вязкости

РУО для улучшения очистки горизонтальных

скважин

• повышает значения LSRV – реологические

свойства раствора при низких

скоростях сдвига (6 и 3 оборота

вискозиметра)

• повышает электростабильность бурового

раствора


Используется с любым типом основы бурового

раствора (нефть, масло, дизельное

топливо).


Рекомендуемая концентрация в буровом

растворе 3-7 кг/м 3 в зависимости от

необходимых реологических свойств,

состава раствора и водонефтяного соотношения.

Для приготовления высоковязких пачек –

10-20 кг/м 3 .


Внешний вид – сыпучий порошок.

Упаковка

РЕОМОД® поставляется в бумажных

или полипропиленовых мешках по 18 кг

или на паллетах.


71

РЕОМОД®Жидкий

РЕОМОД®

Жидкий

МОДИФИКАТОР РЕОЛОГИИ

ДЛЯ РУО

Описание

РЕОМОД® Жидкий – модификатор реологических

свойств буровых растворов

на углеводородной основе (РУО). Представляет

собой полимеризованные

жирные кислоты и их производные.

Используется для повышения значений

LSRV – реологических свойств раствора

при низких скоростях сдвига (6 и 3 оборота

вискозиметра).

Способствует формированию плоского

реологического профиля бурового раствора.

Помогает обеспечивать стабильность

стенок скважины при восстановлении

циркуляции.

РЕОМОД® Жидкий – один из основных

компонентов высокотехнологичных буровых


основе. Незаменим для качественной

очистки сложных ERD и горизонтальных

скважин.


• используется для повышения LSRV

РУО для улучшения очистки горизонтальных

скважин

• снижает зависимость вязкости РУО

от температуры

• формирует «плоский» гель, снижает

значения пусковых давлений при

восстановлении циркуляции

• сводит к минимуму эффект

Surge&Swab

• способствует поддержанию твердых

частиц во взвешенном состоянии при

длительных остановках циркуляции



бурового раствора (нефть, масло,

дизельное топливо)

• рекомендуется для бурения продуктивных

пластов

• термостабилен до 200 °С минимум

• обычно повышает электростабильность

бурового раствора на 15-20%



в зависимости от необходимых реологических

свойств, состава раствора и водонефтяного

соотношения. При OWR 85/15

и более необходимо подбирать оптимальную

концентрацию. Добавляется непосредственно

в буровой раствор через

гидроворонку или в емкость.

Рекомендуется поддерживать избыточную

известь в растворе при использовании

РЕОМОД® Жидкий.


Внешний вид – вязкая жидкость.

Упаковка

РЕОМОД®Жидкий поставляется в металлических

бочках по 200 л.


73

ТЕРМАВИС®РУО

ТЕРМАВИС®РУО

ОРГАНОФИЛЬНЫЙ ГЛИНОПОРОШОК /

ЗАГУСТИТЕЛЬ ДЛЯ РУО

Описание

ТЕРМАВИС®РУО – модифицированный

органобентонит – загуститель для буровых

растворов на углеводородной основе

(РУО).

Химреагент создает первичную структуру

бурового раствора, обеспечивает

необходимые реологические характеристики.

Повышает несущую способность раствора,

способность поддерживать частицы

утяжелителя и шлама во взвешенном

состоянии, а также формирует

корку для обеспечения низкой фильтрацию

раствора в пласт.


• экономически эффективный проверенный

в отрасли загуститель для

буровых растворов (РУО)

• формирует первичную структуру бурового

раствора

• повышает вязкость для улучшения

очистки скважины от выбуренной

породы

• улучшает качество фильтрационной

корки, снижает HTHP фильтрацию

бурового раствора


инвертной эмульсии


• высокая термостабильность – до 177 °С

(350 °F)

• может использоваться с любым типом

основы бурового раствора –

сырая нефть, дизельное топливо

или минеральное масло


Стандартная концентрация 5-30 кг/м 3 в

зависимости от типа основы раствора и

необходимой вязкости.

Перед тем, как замерять реологию раствора,

рекомендуется подождать 1-2

цикла циркуляции скважины после обработки

реагентом во избежание чрезмерной

обработки.

При более высоких температуре и сдвиге

на забое скважины реагент может

начать лучше работать, чем в емкости.

Нормальной практикой может быть добавление

тонкой струи воды в гидроворонку

совместно при добавлении

ТЕРМАВИС®РУО.


Внешний вид – мелкодисперсный порошок


Упаковка

ТЕРМАВИС®РУО упаковывается в бумажные


по 25 кг.


75

Оглавление

ХИМРЕАГЕНТЫ


НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

СТАБИЛАЙТ II

ОПТИТРОЛ

БЛЭКТРОЛ

КЛСП

SHALE-X

SHALE-X Сухой

МАКС-ФЛЕКС

КЛА-ФРИ

ПОЛИТРОЛ

ДРИЛАМИН

ДЖИ-ДРИЛЛ

ТАНАТИН

ПОЛИКАП

ТЕРРАПАН

ТЕРРАПАН Жидкий

СУПЕРСЛАЙДЕР Сильвер

СУПЕРСЛАЙДЕР Голд

СУПЕРСЛАЙДЕР Платинум

ХАЙТЕМП 200

ЭКСТРАМУЛ Директ

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

37

39

41

43

45

ХИМРЕАГЕНТЫ


НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ (РУО)

СТАБИЛАЙТ РУО

КЛСП РУО

ЛИКВИТРОЛ

КЛОТОНЕКС

ВЕЛЛБОНД

АДВАНТА

АДВАНТА Жидкая

ЭКСТРАМУЛ 2000

ЭКСТРАМУЛ СУПРИМ

ВЕЛЛТРИТ

СУПЕРСЛАЙДЕР РУО

РЕОМОД Сухой

РЕОМОД Жидкий

ТЕРМАВИС РУО

49

51

53

55

57

59

61

63

65

67

69

71

73

75

Теория, не проверяемая опытом,

при всей красоте концепции

теряет вес, не признается; практика,

не опирающаяся на взвешенную теорию,

оказывается в проигрыше и убытке.

Дмитрий Иванович Менделеев

Периодическая система

химических элементов Д.И. Менделеева

Раствор CaCl2

(хлористого кальция)

% по весу

CaCI2

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

Плотность

(кг/л)

1.015

1.032

1.049

1.066

1.084

1.101

1.120

1.139

1.158

1.178

1.198

1.218

1.239

1.260

1.282

1.304

1.326

1.349

1.372

1.396

CI

(мг/л)

12,969

26,385

40,185

54,496

69,190

84,459

100,175

116,403

133,141

150,455

168,343

186,743

205,781

225,395

245,647

266,474

288,004

310,237

333,109

356,683

CaCI2

(ppb)

7.1

14.5

22.0

29.9

37.9

46.3

54.9

63.8

72.9

82.4

92.2

102.3

112.7

123.5

134.6

146.0

157.8

170.0

182.5

195.4

Вода

(bbl)

0.995

0.990

0.986

0.981

0.975

0.969

0.963

0.957

0.950

0.942

0.934

0.926

0.917

0.907

0.897

0.886

0.875

0.863

0.851

0.837

Активность

(Aw)

0.989

0.980

0.971

0.960

0.948

0.932

0.914

0.892

0.867

0.837

0.804

0.767

0.726

0.683

0.637

0.590

0.541

0.492

0.443

0.395

Химические соединения

и их формулы

Химическое название

Формула

Общепринятое название

Нитрат серебра

Оксид алюминия

Сульфат бария

Карбонат бария

Гидроксид бария

Гидроксид кальция

Сульфат кальция (безводный)

Сульфат кальция

Карбонат кальция

Хлорид кальция

Оксид кальция

Хлористоводородная кислота

Оксид водорода

Серная кислота

Сероводород

Оксид магния

Гидроксид магния

Азотная кислота

Хлорид калия

Гидроксид натрия

Бикарбонат натрия

Хлорид натрия

Карбонат натрия

Сульфат натрия

Кислый пирофосфат натрия

Метафосфат натрия

Диоксид кремния

Карбонат цинка

Сульфид цинка

Оксид цинка

AgNO3

Al2O3

BaS04

BaCO3

Ba(OH)2

Ca(OH)2

CaS04

CaS04 • 2H20

CaCO3

CaCl2

CaO

HC1

H20

H2S04

H2S

MgO

Mg(OH)2

HNO3

KCl

NaOH

NaHCO3

NaCl

Na2CO3

Na2SO4 • 10H20

Na2H2P207

Na6P4O13

Si02

ZnCO3

ZnS

ZnO

Барит

Минерал витерит

Гашеная известь

Ангидрид

Гипс

Известняк, мел, мрамор, кальцит

Негашеная известь

Соляная кислота

Вода

Калий хлористый

Каустическая сода, каустик

Сода пищевая

Соль

Сода кальцинировання

Глауберова соль

САПП

Кварц

Раствор NaCl

(хлористого натрия)

% по весу

NaCI

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

Плотность

(кг/л)

1.013

1.027

1.041

1.056

1.071

1.086

1.101

1.116

1.132

1.148

1.164

1.180

1.197

CI

(мг/л)

12,254

24,932

37,914

51,260

64,970

79,044

93,481

108,344

123,570

139,282

155,357

171,858

188,843

NaCI

(ppb)

7.1

14.4

21.9

29.6

37.5

45.6

53.9

62.5

71.3

80.4

89.6

99.2

109.0

Вода

(bbl)

0.992

0.986

0.979

0.971

0.964

0.955

0.947

0.938

0.928

0.918

0.908

0.897

0.886

Активность

(Aw)

0.989

0.977

0.964

0.950

0.935

0.919

0.902

0.883

0.862

0.839

0.815

0.788

0.759

Вес химреагентов для проведения

пилотных тестов

Химреагент

Каустическая сода

КМЦ

ПАЦ

Ксантановая камедь

Гипс

Гидроксид калия

Известь

Барит

Слюда

Бентонит

Крахмал

KCl

NaCl

SAPP

Кальцинированная сода

Натрий двууглекислый

Полиакрилат натрия

Лигносульфонат

Крахмал

Орг. глинопрошок

Хром лигнит

Удельный

вес

2.13

1.60

1.50-1.60

1.5

2.32

2.04

2.20

4.20

2.75

2.30-2.60

1.45

1.98

2.16

1.90

2.51

2.16

1.05

1.20

1.50

1.57

1.83

1/4

чайной

ложки

1.25

0.50

0.60

0.75

1.30

1.00

0.60

2.08

0.50

0.98

0.63

1.90

1.50

1.15

1.60

0.72

0.75

0.50

0.60

1.00

1.17

1/2

чайной

ложки

2.50

1.10

1.20

1.50

2.30

2.50

1.30

4.17

0.80

1.95

1.25

3.10

3.00

2.30

3.00

1.45

1.50

1.00

1.00

2.00

2.33

1

чайная

ложка

5.00

2.30

2.40

3.00

4.90

5.00

2.40

8.33

2.00

2.90

2.50

6.10

6.00

4.60

6.00

2.90

3.00

2.00

2.00

3.00

4.67

1

столовая

ложка

15.00

6.60

7.60

10.00

12.60

15.00

7.70

25.00

5.80

6.70

7.50

19.10

18.00

13.80

17.80

8.70

10.00

6.00

5.80

9.00

14.00

Загрязнители, влияние

на параметры, обработка

Загрязняющее

вещество

WT

IV

PV

YP

Gels

FL

pH

Pm

Pf

Mf

Cl

Ca 2+

Тв. фаза

Обработка

Цемент

—

—

—

PH 11,5

—

Бикарб или SAPP

или разбавитель, бикарб

и лимонная кислота

Каустик, вода

Гипс

или ангидрит

—

—

—

—

для разбавления

и разбавитель

или каустическая сода

(плюс пол и мер-регулятор

водоотдачи)

Соль

—

—

—

Каустик, вода

для разбавления,

разбавитель и полимеррегулятор

водоотдачи

Карбонат

или бикарбонат

—

—

—

—

pH <10,3: известь pH

от 10,3 до 11,3:

известь и гипс pH >11,3:

гипс

H2S

—

—

—

—

Каустик, известь

и источники цинка

(оксид цинка)

старая

—

—

—

—

—

—

—

—

Вода для разбавления

Тв. фаза

и оборудование очистки

новая

Вода для разбавления,

оборудование очистки

и разбавитель

Загрязнители

Загрязняющее

Загрязняющий

Обработка

Концентрация

вещество

ион

при обработке (кг/м 3 )

Углекислый

газ

Карбонат

Бикарбонат

Гипс для снижения рН

Известь для повышения рН

Известь для повышения рН

мг/л х Fw х 0,00285 мг/л х Fw

х 0,00121

Гипс

или ангидрит

Кальций

Кальцинированная сода SAPP

Бикарбонат натрия

мг/л х Fw х 0,00265 мг/л х Fw

х 0,00277 мг/л х Fw х 0,002097

Известь

или цемент

Кальций

и гидроксил

Бикарбонат натрия SAPP

Лимонная кислота

избыт, известь (кг/м3) х 3,23



Жесткая

или морская

вода

Кальций

и магний


мг/л х Fw х 0,00285

Сероводород

Сульфид

(H2S, HS , S 2 )

Оксид цинка* плюс

достаточная концентрация

каустической соды

для поддержания рН

выше 10,5

мг/л х Fw х 0,002596

Кислоты, основания, соли

Химическое

Распространенное

Формула

Тип

наименование

название

Соляная кислота

Хлороводородная кислота

HCl

Кислога (сильная)

Серная кислота

—

Н2S04

Кислота (сильная)

Азотная кислота

Крепкая водка

НN03

Кислота (сильная)

Фосфорная кислота

Ортофосфорная

H3PO4

Кислота (умеренно-слабая)

Угольная кислота

Сода

Н2СО3

Кислота (слабая)

Лимонная кислота

—

Н3С6Н5О7

Кислота (слабая)

Гидроксил натрия


NaОН

Основание (сильное)

Гидроксид калия

Гидроокись калия

КОН


Гидроксид магния

Гидрат магния

Mg(OH)2

Основание

Карбонат натрия

Кальцинированная сода

Na2С03

Основание (слабое)

Гидроксид кальция

Гашеная известь

Са(ОН)2


Оксид кальция

Негашеная известь

СаО

Основание(сильное)

Хлорид натрия

Каменная соль

NaCl

Соль

Хлорид калия

Поташ

Kcl

Соль

Хлорид кальция

—

CaCl2

Соль

Сульфат кальция

Ангидрит (гипс)

СаS04( • 2Н20)

Соль

Перевод единиц

Умножить это

на это

чтобы получить

Объем

баррели (bbl)



кубические футы (ft 3 )

кубические футы (ft 3 )

галлон, U.S. (gal)


метр кубический (m 3 )


5.615

0.159

42

0.0283

7.48

0.00379

3.785

6.289

1,000

кубический фут (ft 3 )






литры (1)

баррель (bbl)

литры (1)

Масса

фунт (lb)

фунт (lb)

килограмм (kg)

тонна (mt)

453.6

0.454

2.204

1,000

грамм (g)


фунт (lb)


Длина

футы (ft)

дюймы (in.)

дюймы (in.)

метры (m)

мили (mi)

0.3048

2.54

25.4

3.281

1.609

метры (m)

сантиметры (cm)

миллиметры (mm)

футы (ft)

километры (km)

Давление

psi

psi

psi

кПа (kPa)

бар (bar)

6.895

0.06895

0.0703

0.145

100

кПа (kPa)

бар (bar)

кг/см 2

psi

кПа (kPa)

Концентрация

ppb (lb/bbl)

кг/м 3 (kg/m 3 )

2.853

0.3505

кг/м 3 (kg/m 3 )

ppb

Плотность

фунт/галлон - ppg (Ib/gal)

кг/м 3 (kg/m 3 )


фунт/фут3 (Ib/ft 3 )

г/см 3 , кг/л или SG

119.83

0.008345

0.11983

16.02

8.345

кг/м 3 (kg/m 3 ) и г/л


г/см 3 , кг/л или SG

kг/м 3 и г/л


Зависимость вязкости

воды от температуры

°F

68

86

104

122

140

158

176

194

212

230

248

250

266

284

°C

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

121

130

140

cP

1.005

0.801

0.656

0.549

0.469

0.406

0.356

0.316

0.284

0.256

0.232

0.2316

0.212

0.196

°F

300

320

338

350

356

374

392

410

428

446

450

500

550

572

°C

148.9

160

170

176.6

180

190

200

210

220

230

232.2

260

287.7

300

cP

0.184

0.174

0.160

0.1535

0.150

0.142

0.134

0.127

0.121

0.116

0.1136

0.1004

0.0899

0.086

Температура

Температура

Вязкость

воды

Вязкость

воды

Формулы

Гидростатическое

давление

Метрическая система (p в кг/л)

( ) =

Плотность раствора

для глушения скважины

Плотность раствора для создания

искусственных трещин

( ) = +

( ) = +

( ) 10.2

( )

( ) 10.2

( )

Предел давления

гидроразрыва

( ) =

( )

10.2

( )

Максимальное давление

на стояке (MASP)

( ) =

10.2

( )

( )

Утяжеление раствора

(общая)

Утяжеление раствора

баритом

3 = 1,000 ( )

( )

( 3 ) =4,200 ( )

(4 ,2( ) )

Увеличение объема

при утяжелении

( 3 ) =

4,2

LGS пресного

неутяжеленного раствора

Объем

прямоугольной емкости

Смешивание растворов

разной плотности

% =100 ( )

( )

( 3 ) = ( ) ( ) ( )

= ( 1 1 + 2 2 )

( 1 + 2 )

Скорость потока

в затрубном пространстве

( ) =

2 2

1,974

Время выхода

забойной пачки

Материальный

баланс

Объемный

баланс

2 2

( ) =

1,974 ( )

= = 1 1 + 2 2 + 3 3 + ...+

= = 1 + 2 + 3 +...+

Объем

скважины

( ) = 2

1,273,000

( ) ( ) =

2

3.14

4

( )

Объем

в трубах

( ) =

1,273,000

2

( )

Объем

в затрубе

( ) =

2

2

.

1,273,000

( )

Время одного

цикла скважины (time)

( ) =

( )

Атомные веса

и валентности элементов

Элемент

(название)

Азот

Алюминий

Барий

Бор

Бром

Водород

Железо

Йод

Кадмий

Калий

Кальций

Кислород

Кремний

Литий

Магний

Марганец

Медь

Мышьяк

Натрий

Никель

Олово

Ртуть

Свинец

Сера

Серебро

Титан

Углерод

Фосфор

Фтор

Хлор

Хром

Цезий

Цирконий

Цинк

Символ

N

Al

Ba

B

Br

H

Fe

I

Cd

K

Ca

O

Si

Li

Mg

Mn

Cu

As

Na

Ni

Sn

Hg

Pb

S

Ag

Ti

С

P

F

Cl

Cr

Cs

Zr

Zn

Атомный вес

14,00

26,98

137,34

10,81

79,90

1,01

55,85

126,90

112,40

39,10

40,08

16,00

28,09

6,94

24,31

54,94

63,55

74,92

22,99

58,71

118,69

200,59

207,19

32,06

107,87

47,90

12,01

30,97

19,00

35,45

52,00

132,91

91,22

65,37

Валентность

5+

3+

2+

3+

1-

1+

3+

1-

2+

1+

2+

2-

4+

1+

2+

2+

2+

5+

1+

2+

2+

2+

2+

2-

1+

4+

4+

5+

1-

1-

6+

1+

4+

2+

Концентрации и растворы

Моляльность (m)

Мольный раствор — это раствор, содержащий

один моль растворенного вещества на один

килограмм растворителя. Таким образом, 1 m

(1-мольный) раствор NaOH — это 40 г NaOH на

1000 г воды.

Молярность (М)

Раствор, содержащий один моль растворенного

вещества на один литр раствора называют молярным.

Следовательно, 0,1 М (0,1-молярный)

раствор HCl — это раствор соляной кислоты, в

котором содержится 1/10 моля или 3,646 г соляной

кислоты на один литр раствора.

Если известна нормальность (N) раствора (см.

ниже), можно вычислить и молярность (М) раствора

делением нормальности на суммарную

положительную валентность: Молярность = Нормальность

/ Чистая положительная валентность.

Нормальность (N)

Раствор с нормальностью 1,0 (N) — это раствор,

в котором содержится 1 г/ экв. веса вещества на

один литр раствора. Нормальность такого раствора

записывается как 1,0 N. Например, 1,0 N

раствор HCl будет содержать 36,5 г растворенного

вещества на один литр раствора. Таким

же образом, 1,0 N раствор H2SO4 содержит 49

г растворенного вещества на один литр раствора.

Если известна молярность (М) раствора, нормальность

(N) вычисляется умножением молярности

растворенного вещества на суммарную

положительную валентность: Нормальность =

Молярность х Чистая положительная валентность

Если чистая положительная валентность

равна 1, то нормальность и молярность будут

иметь одинаковое числовое значение.

Миллиграммы на литр (мг/л)

Концентрация в миллиграммах на литр — это

отношение веса к объему. В растворе с концентрацией

100 мг/л содержится 100 мг растворенного

вещества в одном литре раствора.

Концентрацию в миллиграммах на литр зачастую

путают с концентрацией в частях на миллион,

а это весовое отношение. Концентрацию в

миллиграммах на литр можно преобразовать в

концентрацию в промилле, если известна плотность

жидкости, путем деления концентрации в

мг/л на удельный вес раствора.

Части на миллион (ppm)

Части на миллион (сокращенно ppm) — это концентрация

по весу одного их химических веществ,

выраженная в миллионных долях общего

веса. Части на миллион обычно используют

для измерения малых концентраций. Часть на

миллион — это то же, что и десятичная весовая

доля, умноженная на один миллион (1 000 000),

или процент веса, умноженный на 10 000. Например,

насыщенный соляной раствор содержит

26% соли от веса раствора, поэтому концентрация

такого раствора в частях на миллион

будет равна 260 000 ppm (26 х 10 000 = 260

000). Концентрацию в частях на миллион можно

вычислить непосредственно по результатам

титрирования, для этого концентрацию в мг/л

надо разделить на удельный вес раствора.

Эквивалентные части

на миллион (ЕРМ)

ЕРМ — единица веса растворенного вещества

на один миллион единиц веса раствора. ЕРМ

растворенного вещества в растворителе равна

концентрации в частях на миллион, разделенной

на эквивалентный вес. 1 Стандартного начального

объема растворителя не существует.

Удельный вес растворенного вещества либо

прибавляется к удельному весу растворителя,

либо некоторый объем растворителя добавляется

до получения требуемого объема раствора.

Закон фильтрации Дарси

q=

площадь

поперечного

сечения (см 2 )

толщина

фильтрационной

корки (см)

скорость

фильтрации

(см 3 /с)

перепад

давления

(атм)

вязкость

фильтрата

(сП)

проницаемость

(Дарси)

Размер частиц

в микронах и оборудование

для их удаления

Меш – Микрон

105 Эквивалентный размер ячеек (мкм)

Один произведенный опыт

намного дороже тысячи теорий,

которые так и остались мыслями.

Михаил Васильевич Ломоносов

www.cloto.ru

CLOTO_BROCHURE_2023

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?