Технологии и материалы для ремонта скважин

|и. И. Клещенко|, Д. С. Леонтьев, Е. В. Паникаровский









ТЕХНОЛОГИИ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Учебное пособие




















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 622.245
ББК 33.131
      К48



Рецензенты:
кандидат технических наук, начальник отдела НИР департамента геолого-промысловых работ ООО «Сибгеопроект» Коротков Сергей Александрович;
кандидат технических наук, главный геолог ООО НПФ «Геотерм» Демичев Семен Сергеевич



      |Клещенко, И. И.]
К48 ,______Технологии и материалы для ремонта скважин : учебное пособие /
      И.И. Клещенко|, Д. С. Леонтьев, Е. В. Паникаровский. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 348 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-1403-6

           Рассматриваются актуальные задачи и обосновываются методы выбора технологий и материалов для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Приведен анализ современных методов ограничения и ликвидации водопритоков. Детально рассмотрены вопросы реконструкции и восстановления скважин методом бурения из них боковых стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием. Освещены вопросы технологического процесса ГРП, включающие оптимизацию и обоснование комплекса требований к выбору продуктивных объектов, проектированию, техническим средствам, материалам и составам жидкости для гидроразрыва.
           Для студентов направления 21.03.01 и 21.04.01 «Нефтегазовое дело», специализирующихся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Может быть полезно ИТР, слушателям курсов повышения квалификации и научным сотрудникам, занятым бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

УДК 622.245
ББК33.131











ISBN 978-5-9729-1403-6

  © Клещенко И. И.,| Леонтьев Д. С., Паникаровский Е. В., 2023
  © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
                         © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ..................................................................6

1  ГЛУШЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ВЫПОЛНЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ...........................................................8
1.1 Горно-геологические и технические условия при ремонте скважин.........8
1.2 Глушение скважин двух- и трехфазными пенами..........................10
1.3 Глушение скважин растворами минеральных солей........................11
1.4 Полимерные системы в качестве жидкостей глушения.....................15
1.5 Прямые эмульсии в качестве жидкости глушения.........................23
1.6 Жидкости глушения на углеводородной основе............................24
1.7 Вязкоупругие составы..................................................25

2  ТЕХНОЛОГИИ И ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РИР
В  СКВАЖИНАХ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНАХ.....................28
2.1 Понятие о РИР в скважинах. Виды водопритоков в скважины. Краткая характеристика растворов и материалов, применяемых при РИР..............................28
2.2 Выбор стандартных технологий и технологических схем проведения РИР и тампонажных материалов при РИР..........................................30
2.3 Краткая характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах..............................................34
2.4 Селективные методы изоляции водопритоков при РИР.....................41
2.5 Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах.............................................46
2.6 Основные требования, предъявляемые к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ...............47
2.7 Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов......................................50
2.8 Изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов............62
2.9 Изоляция водопритоков нагнетаемых и контурных вод в перфорированном интервале продуктивного пласта......................................................63
2.10 Технология РИР и выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной....................................64
2.11 Выбор технологии и тампонажного материала для восстановления герметичности колонны....................................................76
2.12 Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационной колонне...............77
2.13 Классификация тампонажных материалов и композиций, рекомендуемых для РИР..................................................................78
2.14 Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста.............................................79
2.15 Гелеобразующие тампонажные составы..................................82
2.16 Изоляция водопритоков в скважинах с горизонтальным окончанием.......82

3. КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН..........................86
3.1 История создания колтюбинговых технологий............................86
3.2 Преимущества и недостатки применения ГНКТ (НТ) при проведении ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах...........................................89
3.3 . Конструктивные особенности колтюбинговых установок.................92
3.4 Технологические операции, проводимые с применением колтюбинга........98
3.4.1 Кислотные обработки................................................98
3.4.2 Гидравлический разрыв пласта......................................108


3

3.4.3 Освоение скважины...................................................126
3.4.4 Ловильные работы....................................................129
3.4.5 Колтюбинговое бурение (КТБ).........................................133
3.4.6 Установка цементного моста..........................................151
3.4.7 Очистка забоя скважин от песка......................................156
3.4.8 Удаление жидкости из газовых скважин................................165

4 МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП...............................169
4.1 Назначение расклинивающих материалов при проведении ГРП...............169
4.2  Виды расклинивающих материалов.......................................170
4.3  Анализ существующих расклинивающих материалов, предлагаемых нефтесервисными компаниями................................................................173
4.4  Результаты исследований физико-механических и фильтрационных свойств проппантов      179
4.4.1 Определение насыпной плотности......................................179
4.4.2 Исследование сопротивления раздавливанию по маркам проппантов.......183
4.4.3 Анализ сопротивления раздавливанию проппантов по фракциям...........190
4.4.4 Определение растворимости в кислотах................................195
4.4.5 Определение сферичности и округлости................................198
4.4.6 Исследование проводимости и проницаемости по маркам проппантов......200

5. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА.................................................218
5.1 Требования к скважинам для строительства боковых стволов..............218
5.1.1 Технические требования к выбору скважин.............................218
5.1.2 Требования к конструкции забоя боковых стволов......................221
5.1.3 Требования к конструкции боковых стволов скважин с горизонтальным окончанием 228
5.1.4 Требования к технологии строительства боковых стволов...............236
5.1.5 Выбор технологической схемы забуривания бокового ствола.............239
5.1.6 Выбор профиля скважины..............................................241
5.1.7 Плоские профили бокового ствола.....................................243
5.2  Вырезание обсадной колонны...........................................248
5.2.1 Определение минимальной длины вырезаемого участка обсадной колонны...249
5.2.2 Определение длины интервалазабуривания бокового ствола..............252
5.2.3 Вырезание бокового (щелевидного) «окна» в обсадной колонне..........262
5.2.4 Характеристиказарубежных клин-отклонителей..........................273
5.3 Бурение бокового ствола скважины......................................286
5.3.1 Выбор типа долота...................................................287
5.3.2 Породоразрушающий инструмент........................................289
5.3.3 Выбор и расчет рациональных схем компоновок нижней части бурильной колонны для бурения бокового ствола скважины......................................295

ПРИЛОЖЕНИЯ................................................................301

1  Выбор плотности жидкости глушения перед выполнением ремонтных работ...........................................................301
2  Расчеты при проверке скважины на приемистость..........................307
3  Расчет цементирования скважины при РИР.................................309
4  Основы расчета колонн заливочных труб..................................312
5  Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через интервал перфорации.......................................313
6  Основы расчета цементирования скважин под давлением....................314


4

Основы расчета установки пакерови якорей..............................315
8  Основы расчета цементирования нефтецементным раствором................318
9  Определение нагрузок, действующих на колонну при цементировании (основы расчета)..........................................................320
10  Ограничение поступления песка в скважину..............................320
11  Расчет давления в скважине при использовании различных технологических жидкостей во время ремонта.........................................................322
12  Устранение негерметичности установкой пластыря.......................323
13  Отключение отдельных интервалов пласта...............................329
14  Гидропескоструйная перфорация........................................333
15  Определение температуры на забое скважины при циркуляции рабочей жидкости во время ремонта................................................337
16  Определение относительного давления в системе скважина-пласт.........338
17  Определение максимально допустимого давления на устье скважины при возникновении ГНВП...................................................339

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...............................................................340

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................341


5

ВВЕДЕНИЕ


     Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтегазодобывающим регионом России, основой минерально-сырьевой базы страны. Несмотря на снижение в последние годы темпов и качества подготовки промышленных запасов углеводородов и объемов нефтедобычи, что связано в первую очередь с экономическими трудностями и недостаточной технической оснащенностью нефтегазодобывающих предприятий и компаний, Западная Сибирь по-прежнему остается ведущим регионом по добыче нефти, газа и газового конденсата.
     Обеспечение возрастающих масштабов производства потребует увеличения затрат и средств на разведку месторождений, применения рациональных систем разработки и способов добычи нефти, совершенствования технологий буровых работ, широкого внедрения более совершенных методов воздействия на прискважинную зону пластов для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти.
     В комплекс мероприятий, повышающих продуктивность и производительность нефтяных скважин, неотъемлемой частью входит ограничение притока пластовых вод.
     В Западной Сибири открыто около 900 нефтяных и газовых месторождений. В последние годы открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытнопромышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды. При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, а рациональная их эксплуатация невозможна без знания геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения нефтяных залежей и скважин.
     Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами, с целью ограничения водогазопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.
     Также в последние годы в ЗСНГП открывается значительное количество нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, извлечение нефти из которых требует применения и совершенствования более эффективных методов воздействия на ПЗП для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти.
     В пособии кратко рассмотрены и приводятся технологические требования при проведении работ по воздействию на ПЗП как стандартными физико

6

химическими, гидромеханическими методами, так и с применением колтюбинговых установок.
     Детально рассмотрены вопросы реконструкции и восстановления скважин методом бурения из них боковых стволов (БС), в том числе и с горизонтальным окончанием, позволяющих восстановить осложненные малодебитные скважины, что и способствует стабилизации и повышению объемов добычи нефти.
     Освещены вопросы технологического процесса гидравлического разрыва пласта (ГРП) нефтяных и газоконденсатных залежей месторождений Западной Сибири, включающие оптимизацию и обоснование комплекса требований к выбору продуктивных объектов, проектированию, техническим средствам, материалам, проппантам для закрепления трещин ГРП и составам жидкости для гидроразрыва.
     Исходя из вышеизложенного увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков нефти является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, увеличения добычи нефти, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона.

7

1. ГЛУШЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ВЫПОЛНЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

1.1 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

     Наиболее важную роль в процессе выполнения ремонтных работ играют жидкости глушения, научно-обоснованный выбор которых с учетом геологотехнических условий скважин позволяет обеспечивать предупреждение таких осложнений, как поглощение жидкости глушения (ЖГ) продуктивным пластом, газонефтеводопроявления (ГНВП), снижение продуктивности скважин в после-ремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др.
     В процессе ремонта скважин ЖГ вступает в контакт: с продукцией скважины; минералами горных пород, слагающих продуктивный горизонт; флюидами пласта; специальными материалами и технологическими жидкостями, используемыми при проведении ремонтных работ; а также с поверхностью обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) и элементами насосного оборудования.
     Ухудшение проницаемости прискважинной зоны пласта (ПЗП) происходит в результате проникновения технологических жидкостей в пласт, а также из-за движения естественных мелких частиц в матрице коллектора вследствие химических и реологических различий между скважинными жидкостями и флюидами коллектора.
     Исследование нарушений эксплуатационных качеств пласта, вызванных кольматацией твердой фазой, выявило существование прямой связи между содержанием твердой фазы в жидкости и снижением проницаемости (по лабораторным данным при фильтрации через керн проницаемостью 0,460 мкм² жидкости, содержащей 0,0014 % твердой фазы проницаемость исследуемого керна снизилась на 80 %. Последующие обратная промывка и кислотная обработка восстановили только 50% исходной проницаемости керна).
     В других исследованиях обнаружено, что на продуктивность скважины может значительно повлиять уплотненная зона толщиной 10-12 мм, образующаяся в результате процесса пулевой перфорации. Это отрицательно влияет на эффективную проницаемость продуктивной зоны, которая, возможно, уже была снижена во время первичного вскрытия.
     Показано, что продуктивность после вторичного вскрытия изменяется в диапазоне от 30 % потенциальной возможности коллектора в условиях качественной перфорации до 1 % - при некачественной. С целью уменьшения скин-эффекта при перфорации рекомендуют использовать сверхчистые жидкости для заканчивания.
     Одним из наиболее важных мероприятий при выборе жидкости глушения является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
     В соответствии с многочисленными экспериментальными данными, снижение естественной проницаемости коллектора по нефти происходит вслед

8

ствие его внутрипоровой кольматации при воздействии технологических жидкостей за счет следующих микропроцессов:
     - набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
     -      блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
     - образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
     -       образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия фильтратов и пластовых флюидов;
     -      закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с фильтратом (жидкой фазой).
     Дополнительной причиной можно считать образование пристенных слоев жидкости на поверхности зерен горных пород, уменьшающих проходное сечение поровых каналов. Степень влияния каждой из перечисленных причин определяется конкретными условиями.
     В общем виде жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям:
     -      плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
     -      должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
     - быть технологичной в приготовлении и использовании;
     -      не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование;
     - не влиять на показатели геофизических исследований в скважине;
     -       не ухудшать коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении перфорационных работ;
     -      должна быть совместима с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины;
     - должна быть термостабильной в конкретных условиях ее применения;
     -       технологические свойства должны быть регулируемыми в широком диапазоне горно-геологических условий эксплуатации скважин;
     - должна быть взрыво- и пожаробезопасной.
     Все жидкости глушения условно делят на две группы: на водной и углеводородной основе.
     В первую группу входят пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), прямые эмульсии.
     Вторая группа включает в себя товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 %.

9

1.2 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ДВУХ- И ТРЕХФАЗНЫМИ ПЕНАМИ

     Перспективным для глушения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на завершающей стадии разработки месторождений) является способ и технология глушения с применением двух- и трехфазных пен. Их применение предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и снижения интенсивности поглощения, или полное его прекращение путем регулирования структурно-механических свойств пены. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости. В состав двухфазных пен входят - вода, ПАВ - пенообразователь и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, а трехфазных пен - дополнительно высокодисперсная твердая фаза.
     Состав двухфазных пен: для освоения скважин и удаления продуктов кислотной реакции используются двухфазные водные и кислотные пены: продукты реакции кислоты + пенообразователь: неионогенные ПАВ 0,3-0,5 % - ОП-7, ОП-10, превоцелл; продукты реакции кислоты + пенообразователь: ДС-РАС, ди-солван, сульфонол, «Прогресс», превоцелл, ОП-10 + метанол - 20-40 %. Спиртокислотная пена имеет преимущества по сравнению с обычной кислотой; она позволяет увеличить охват пласта обработкой по его толщине и размерам его поровых каналов, снизить поверхностное натяжение закачанного и нейтрализованного раствора кислоты, уменьшить скорость реакции, воздействовать на тонкопоровые каналы пористой среды, облегчить удаление продуктов кислотной реакции, глинистых загрязнений и воды из пласта и вынос их на поверхность, предотвратить гидратообразование.
     Состав трехфазных пен: анионные ПАВ 1-1,5 %: ПО-1Д, «Прогресс», ДС-РАС, КЧНР и сульфонол; стабилизатор: КМЦ, ММЦ - 0,5-1,0 %; высокодисперсная твердая фаза: бентонит - 10 %. Анионные ПАВ повышают стабильность трехфазных пен, которая достигает 600-700 мин. Неионогенные ПАВ -1,5-2 %; ОП-10, неонол; стабилизатор КМЦ; ММЦ - 0,5-1,0 %; высокодисперсная твердая фаза: бентонит - 2-10 %.
     Повышение содержания высокодисперсной фазы (бентонита) увеличивает устойчивость трехфазных пен в 10-50 раз. Применение ОП-10 исключает выпадение в ПЗП осадка при контакте с пластовыми водами.
     Ниже приведен один из составов трехфазной пены и ее свойства:
     - сульфонол - 0,2-0,3 %;
     - КМЦ - 3,5 %;
     - известь (пушонка);
     - химически осажденный мел - 0,5-2,0 %;
     - вода - все остальное;
     - плотность - 0,9-1,1 г/см³;
     - условная вязкость по ПВ-5 - 700-800 с;
     - водоотдача - 4 см³ за 30 мин. по ВМ-6;
     - СНС 1/10 - 1,5/3,0 дПа.

10

    1.3 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН РАСТВОРАМИ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ


     Как уже отмечалось, для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.
     Нормы превышения гидростатического давления над пластовым представлены в таблице 1.1.
     Для выбора жидкости глушения учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. Уделяется внимание выбору жидкостей глушения в зависимости от ряда показателей назначения. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: для №С1 - 5-10 %; СаС12 - 1-4 %; КС1 - 1-3 %.


Таблица 1.1
Нормы превышения гидростатического давления над пластовым________

                 Минимальное превышение гидростатического  
                       давления над пластовым, МПа         
                                        Для газоносных,   
Глубина скважины         Для           газоконденсатных   
 (интервал), м   нефтеводонасыщенных   пластов, а также   
                       пластов       пластов в неизученных
                                          интервалах      
                                      разведочных скважин 
      1000               1,0                  1,5         
   1001-2500             1,5                  2,0         
   2501-4500             2,0                 2,25         
      4501               2,5                  2,7         

      Плотность рассолов может составлять, г/см3: ИаС1-1-1,17; СаС12 -1-1,39; смесь №С1 и СаС12 - 1,2-1,4; КС1 - 1,0-1,16; смесь СаС12 и СаВп - 1,41,81. Верхний предел плотности устанавливается, исходя из условий растворимости соли при рабочей температуре замерзания, или условий создания необходимого противодавления на пласт.
      Наиболее распространенной в настоящее время при не АВПД жидкостью глушения является раствор хлористого натрия (ЫаС1). Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и дешевизна ИаС1, его относительно хорошая растворимость в воде. Реже в качестве жидкости глушения используют водные растворы СаС12. Вместе с тем, в условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.


11

     Основой для приготовления рассола может быть:
        1) пресная вода;
        2) техническая вода (должна быть отфильтрована от твердых частиц, возможна несовместимость с пластовой жидкостью);
        3) пластовая вода (здесь может быть использовано преимущество полной совместимости с пластовыми флюидами);
        4) хлорид натрия (NaCl).
     Хлорид натрия или обычная пищевая соль, широко доступный промышленный химреагент, экономически выгодный.
     Рассолы хлорида натрия широко использовались в течение многих лет, как растворы для заканчивания.
     Рассолы хлористого натрия с максимальной плотностью до 1198 кг/м³ и истинной температурой кристаллизации (ИТК) около -5 °C.
     На участках, где нет готовых рассолов, их готовят растворением поваренной соли в пресной воде.
     Клещенко И. И. и Демичевым С. С. предлагается состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий дисперсионную среду, эмультал, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н, алюмосиликатные микросферы АСМ и минерализованную воду, в качестве дисперсионной среды содержит дизельное топливо, а в качестве минерализованной воды - по меньшей мере, 10%-ный водный раствор хлорида натрия -NaCl, при следующем соотношении компонентов, мас. %: дизельное топливо 27,0-30,0, эмультал 4,0-5,0, АСМ 13,0-20,0, ГКЖ-11Н 2,5-3,0, минерализованная вода - остальное.
     Растворы хлорида кальция могут использоваться для приготовления бесцветных растворов с плотностью до 1413,64 кг/м³ (1,41 УВ) или могут быть смешаны с более тяжелыми рассолами для приготовления растворов с более высокой плотностью.
     Раствор CaCl2 необходимой плотности может быть приготовлен из рассола с исходной плотностью 1389,68 кг/м³ (1,39 УВ) с ИТК около 1 °C, или готовиться из гранул или порошка.
     В основном, используются гранулы, не содержащие воды (от 94 до 97 % гранул или 95 % порошка).
     Продукт не должен содержать загрязняющих примесей, таких как окиси железа или соли тяжелых металлов, т. к. они могут загрязнять раствор.
     Хлорид кальция имеет положительную теплоту растворения, при этом может выделяться такое количество теплоты, что вызывает кипение. Вследствие этого, когда готовятся рассолы хлорида кальция из сухой соли, сухая соль должна добавляться очень медленно, чтобы предотвратить кипение.
     Свежеприготовленные растворы хлорида кальция - низкощелочные, являются малокоррозионными. Ввод ингибиторов коррозии помогают решить эти проблемы. Наличие Ca²⁺ обусловливает необходимость убедиться в совместимости с флюидами пласта.

12

     Порошок хлорида аммония (NH4CI) - это высокой чистоты сухая кристаллизованная неорганическая соль, применяемая как реагент, ингибирующий набухание глин.
     Хлорид аммония может обеспечить плотность чистых растворов 1078,2 кг/м³ (УВ 1,08).
     Чаще всего используется с концентрацией от 2 % до 7 %, как жидкость для заканчивания, как ингибитор глинистых сланцев и при кислотной обработке из-за хорошей совместимости с фтористоводородной кислотой.
     Хлорид калия (KC1) широко используется из-за свойства удерживать от осыпания глинистые сланцы. Продукт представляет собой сухую кристаллическую неорганическую соль. Она может использоваться для создания растворов, с плотностью до 1162,06 кг/м³.
     Хлорид калия часто используется как добавка (от 2 и до 7 %) в растворы для заканчивания и как реагент, ингибирующий набухание глин и ингибитор глинистых сланцев.
     Формиат натрия (NaCOOH) - это химический реагент, который получил признание, как альтернатива рассолам хлористого кальция.
     Его можно использовать в операциях по КРС и закачиванию, где необходимы чистые растворы с плотностью до 1317,8 кг/м³, и как основной раствор для вскрытия пласта.
     Считается, что для многих областей применения, рассолы на основе формиата имеют улучшенные характеристики по технике безопасности (ТБ), по сравнению с рассолами хлористого кальция и брома.
     Рассолы формиата так же обеспечивают прекрасную термическую стабилизацию для натуральных полимеров, используемых как загустители.
     Рассол бромида натрия (NaBr) используется, как чистый рассол при КРС и раствор для заканчивания скважин с плотностью до 1533,44 кг/м³.
     Несмотря на большую стоимость, бромид натрия используется как альтернатива рассолам на основе кальция, когда пластовые воды содержат высокие концентрации ионов двууглекислой соли и сульфатов.
     Бромид натрия обычно смешивается с хлоридом натрия для производства рассолов с промежуточными значениями плотности (до 1497,5 кг/м³).
     Эти соли могут использоваться отдельно или в смешанном виде в специальных комбинациях для создания рассола с необходимыми свойствами.
     Муравьинокислый калий (KCOOH) - прозрачная жидкость, которая может использоваться в КРС и заканчивании, с необходимой плотностью до 1581,36 кг/м³.
     Его используют и как буровой раствор для вскрытия пласта. Он имеет ограниченную доступность и был представлен как альтернатива хлоридным или бромистым рассолам.
     Рассолы на основе соли муравьиной кислоты считаются более благоприятными с точки зрения здоровья, ТБ и ОТОСБ, чем растворы хлорида и бромида для различных областей применения.

13