Буровые и промывочные жидкости ADICIOANL [3 АТТ] Гидравличсекий процесс – составляет с учетом показатель бурового раствора, плотность и гтдравличесикие характеристики процесс промывку скважин Это процес предусматрает технический требовния органичение и возможость математического решения получение ситем уравнение. Транспортирование шлама - процесс очень сложный, но приведенные ниже положения могут прояснить механизм. От размера частица шлама от диаметра прохождения шлама, скорось проходящего потоко, скорость на завое, должно быть больше, скорость движения. Скорость образования шлама заисить о механического скорость бурения. ∆РСП ≤ Ргр.пр Ргс + ∆Ркр < Ргпр Требования - представляет виде органичение на коефф. структурно. 𝑡𝑜 Кс = 𝑛−𝑛 𝑚𝑖𝑛 ≤ 4500 𝑐 ; 𝑛 𝑚𝑖𝑛 = 4 МПа ∗ с = некачественное Подача насоса завист от условия работа, подача насоса для обеспечение гидромониторно 𝑄= 1 ∗ 𝑓𝑜 [𝑟] 𝜇𝑝 Требования очистки забое 𝑄 ≥ 𝑓д ∗ [д] 𝑓д − плошадь забое на подача ; [ф] − механическая фильтрация [𝑞] − удельная подача ; 𝑄1 − удельный чистиц (статическая) 𝑝 > [𝑝] − min 𝑝𝑝 − 𝑝д ; ф ≤ [ф] − радиус Математическое виде – предельна – прочность – статическая структура 4𝐿 𝐷−𝑑𝐻 ; 𝑄𝑙 = 𝑃гр − 𝑃гс ∗ 𝑄1 > 𝑄10 Физические методы измерения параметров раствора • разбавление; • концентрирование; • диспергация; • утяжеление; • введение наполнителей, • аэрация - процесс насыщения бурового раствора пузырьками воздуха или газом с помощью компрессорной установки или непосредственно от газопроводов высокого давления. Реологические характеристики БПЖ. Методы их определения. [2 АТТ] Реологические характеристики – это характеристики, которые связаны с течением бурового раствора. Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине. Скорость сдвига – это градиент скорости, измеренный перпендикулярно потоку жидкости – от стенки скважины (трубы) к центру потока. Она вычисляется путем деления расстояние от стенки скважины на скорость. Размерная единица скорости сдвига обратно пропорциональна времени (1/сек). Условная вязкость – величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – секунды. Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Единица измерения – Па*с. Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига. Единица измерения — Па*с. Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению бурового раствора. Единица измерения — Па. Статическое напряжение сдвига (структурное свойство) — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое в заданное время. Единица измерения – Па. Чтобы установить характер зависимости между касательными напряжениями и скоростями сдвига и определить значения показателей реологических свойств бурового раствора чаще всего используют ротационные вискозиметры (например, ВСН-3. Реологические модели: [2 АТТ] Вязкость ньютоновских жидкостей изменяется только в зависимости от температуры или строения вещества. Вязкопластичные жидкости (тело Шведова—Бингама). Для вязкопластичных жидкостей характерно наличие предельного напряжения сдвига при течении, т.е. при определенных напряжениях такие жидкости проявляют свойства упругого тела. Дилатантные жидкости. Течение дилатантных жидкостей характеризуется увеличением вязкости с ростом скорости сдвига, т.е. отношение напряжения сдвига к скорости сдвига, численно характеризующее вязкость, непрерывно увеличивается. Псевдопластичные (псевдовязкие) жидкости. Для псевдопластичных характерно уменьшение вязкости с увеличением скорости сдвига. жидкостей 𝜏𝑜 = динамические среди 𝛾 − гамма 𝑛 − пластическая пласта 𝜏 = тау − динамический срокость Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига (а — кривые течения) и изменение вязкости (б) для различных жидкостей; схема течения и эпюра скорости при течении жидкости за счет движения пластины (простой сдвиг) (в): 1 — вязкопластичная (тело Шведова-Бингама); 2 — псевдопластичная; 3 — ньютоновская; 4 — дилатантная Чем обоснован выбор типа БПЖ? [2 АТТ] Прежде всего выбор обусловлен минералогическим составом горных пород, их механической прочностью, чем они представлены, какова плотность, твердость горных пород, их физико-механические свойства, увлажненность горных пород, термобарические условия в скважине. Если стенки скважины представлены активными монтмориллонитовыми глинами, которые при увлажнении склонны к увлажнению, набуханию, кавернообразованию, то в таком случае необходимо подобрать ингибирующий буровой раствор, т.е. тот, который уменьшит способность увлажнения глинистой породы буровым раствором. Реагенты ингибиторов: полимеры, соли электролитов (известные CaCO3, КСl) - для обменной реакции с катионами натрия, которые находятся в кристаллической решетке глинистой породы. Как только произойдет замена катионов натрия на катионы кальция, глина перейдет в кальциевую, которая по отношению к взаимодействию с фильтратом бурового раствора обладает меньшими способностями к увлажнению. Значит устойчивость пласта повысится. Так как полимеры – это высокомолекулярные соединения, которые могут иметь как линейную, так и какую-то структурированную, сетчатую структуру, спиралеобразную, они при адсорбции на стенки скважины своими гигантскими молекулами перекрывать межчастичное расстояние между частицами глин. Циркуляционная система промывки скважины. [3 АТТ] Высоконапорная часть циркуляционной системы: насосы, линия манифольда (высоконапорный трубопровод), стояк, буровой шланг (резинометаллический), вертлюг, бурильная колонна, насадки долота, через затрубное пространство на забой. В среднем давление 17-20 МПа. Проходя по бурильной колонне, буровой раствор испытывает гидравлические сопротивления. При переходе из гладкого тела в муфты раствор испытывает разные сопротивления. В гладком теле – меньше, в муфте – больше. Система: бурильная труба, затрубное пространство, стенка скважины. В этой системе происходят различные физико-химические процессы: абсорбции, капиллярная пропитка, обмена, замещения и т.д. Если есть 4 ступенчи идет центрифуга, если 3 сткпенчи не идет центрифуга Низконапорная часть циркуляционной системы – система очистки (давление 1-2 МПа). Отработанный буровой раствор, содержащий шлам, по желобу поступает на вибросито, гидроциклоны (пескоотделитель, илоотделитель), далее осветлённая жидкость может направляться в центрифугу (отделение твёрдой фазы размером 0,02 мм – коллоидные частицы) и в приёмник очищенного бурового раствора. Проверяют параметры и сравнивают с проектными. Если параметры соответствуют параметрам в ГТН, значит, буровой раствор может работать дальше. Это называют замкнутым циклом циркуляции. Если параметры раствора не соответствуют проектным, то необходимо менять свойства раствора (обработать химическими реагентами, разбавить технической водой и т.д.). Предупреждение осыпей и обвалов [3 АТТ] Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возниающих при бурении. Основными мероприятиями по предупреждению обвалов глинистых пород является правильный выбор типа и параметров бурового раствора и жесткий контроль за минерализацией и конкретными катионами, фильтрацией и величиной рН (6-7). Одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины, является плотность. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют - плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др. Однако осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда (заметно) препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы. Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности и фильтратоотдачи. Обеспечение качества вскрытия ПП [3 АТТ] Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: - состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; - состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; - в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы (как правило кислоторастворимой), способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; - соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды; - фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть; - водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной; - плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля. Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются углеводороды, по физикохимическим свойствам родственные углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующие при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины. Виды обработка в настоящее время: [3 АТТ] - первичная (когда готовим раствор), - повторная (когда раствор прошёл цикл циркуляции), изменение при смене термобарических условий (например: АНПД, АВПД). Наиболее сложные взаимодействия происходят при химической обработке бурового раствора, содержащего глинистую твёрдую фазу. Под направление обычно используют буровой раствор, оставшийся с бурения предыдущей скважины. Под кондуктор и верхнюю часть эксплуатационной колонны применяют полимерные глинистые, полимер-солевые глинистые растворы. К основным реакциям глин со средой относятся реакции обмена (ионный обмен), замещения, присоединения. В реальных условиях все эти процессы обычно происходят одновременно, взаимно накладываются. Обычно все эти реакции происходят на поверхности глинистой частицы. Прежде всего происхождение этих реакций возможно по причине: 1) Замещение ионов кристаллической решётки глины (катионы натрия, калия, кальция, магния) 2) Наличие оборванных связей по краям и углам частиц (дефекты решётки) 3) Наличие на поверхности глинистых частиц активных гидроксильных групп (как только вводим глинопорошок в воду, на поверхности глинистых частиц образуются гидратные оболочки воды) Всё выше названное способствует образованию вокруг частиц глин различных полей. Эти поля имеют самую разную протяжённость. Обменные реакции замещения прежде всего связаны с величиной объёмной ёмкости глин. Один из видов Классификация реагентов для регулирования свойств БПЖ [3 АТТ] Химическая обработка БПЖ имеет важнейшее значение в технологии их приготовления и применения. От правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин. Химические реагенты служат: - - для придания буровым растворам необходимых технологических свойств в процессе их приготовления, т.е. для получения буровых растворов, соответствующих геологотехническим условиям бурения скважин; для защиты используемых буровых растворов от окружающих воздействий: шлама выбуренных пород, температур, давлений, агрессии пластовых флюидов и т.д.; для восстановления или поддержания в заданных пределах свойств буровых растворов в процессе бурения. В настоящее время для обработки БПЖ применяют более 1000 химических реагентов. Поэтому возникает необходимость в классификации химических реагентов. Их классифицируют по: составу, химической природе, назначению, солестойкости, термостойкости. Характер действия реагента зависит от вида твердой фазы, от характера дисперсионной среды, от условий минерализации, температуры и давления. Наиболее целесообразно классифицировать реагенты по составу и назначению (по Ивачеву): - неорганические (электролиты), органические (стабилизаторы и защитные коллоиды). К.Ф. Паус классифицировал химические реагенты для БПЖ по химическому составу и строению молекул, по термостойкости, солестойкости, и назначению следующим образом: По химическому составу и строению молекул: - - - низкомолекулярные неорганические соединения: кальцинированная сода Na2CO3, каустическая сода NaOH, поваренная соль NaCl, жидкое стекло (силикаты калия или натрия) K2OSiO2, известь Ca(OH)2, цемент, углекислый барий BaCO3, фосфаты (соли фосфатов, кислоты). высокомолекулярные органические соединения с глобулярной формой молекул: гуматные (УЩР, ТУЩР, ПУЩР), лигносульфонаты (ССБ, КССБ, окзил, ПФЛХ). высокомолекулярные органические соединения с волокнистой или цепочкообразной структурой молекул: реагенты на основе КМЦ (CЭЦ, ОЭЦ, КМОЭЦ, SinFix), реагенты полиакрилаты (ПАА, МЕТАС, гипан, K-4, K-9), крахмальные реагенты (C6H10O5)n, биополимеры (XC, XCD, Kem- X, Kel-zan). низкомолекулярные органические соединения с гидрофильной или органофильной частями (ОП-10, УФ7). По солестойкости реагентов: - не солестойкие до 3% NaCl (фосфаты, гуматы, лигнины и т.д.), ограниченно солестойкие 3 – 10 % NaCl, солестойкие по NaCl более 10 % (лигносульфонаты, КМЦ, его производные, крахмал, полиакрилаты и т.д.), не солестойкие к действию поливалентных катионов (некоторые лигносульфонаты, сульфатоэтилцеллюлоза, сульфированные полиакрилаты). По термостойкости реагентов: - не термостойкие (фосфаты до 100 С, природные аминовые продукты до 120 С, крахмал, КМЦ-300 и менее) ограниченно термостойкие (лигнин, ССБ, КМЦ-500, КМЦ-600 сунил и т.д. до 160 С), термостойкие (гуматы, КССБ, КМЦ-600 и более до 130 С, некоторые полиакрилаты, ФХЛС, окзил до 200 С). По назначению: - регулирующие ионный состав раствора и РН- среды, реагенты бактерициды, связывающие (удаляющие) ионы Ca2+ из б.р., ингибиторы глин и глинистых сланцев, коагулянты (в том числе и избирательного действия), понизители вязкости (разжижители), понизители водоотдачи и фильтрации, пеногасители, эмульгаторы, предупреждающие кавернообразование, сохраняющие проницаемость продуктивного горизонта, понизители твердости горной породы, улучшающие смазывающие и противоизносные свойства. Большинство существующих классификаций регентов можно упростить: разбив их на 3 группы: - Реагенты структурообразователи (без существенного изменения плотности бурового раствора) Реагенты - стабилизаторы направленного действия (изменяют требуемые технологические параметры или свойства без изменения других свойств Реагенты специального назначения. Некоторые ученые объединяют все химические реагенты в восемь групп: - - - - Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C6H10O5)n. Важнейшими полисахаридами являются крахмал и целлюлоза. Основные реагенты этой группы: крахмал; модифицированный крахмал (МК); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ - 500, 600, 700) и ее зарубежные аналоги FINOGELL, FIN-FIX и др.; КМЦ марки «Торос-2» буровая. Акриловые полимеры – синтетические полимеры, являющиеся продуктами нефтехимии. Основные реагенты этой группы: гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), а также его аналоги: отечественные (гивпан-Н, порошкообразный акриловый полимер – ПАП, полимер «Унифлок») и зарубежные (CYPAN); НР-5 (нитронный реагент); полиакриламид (ПАА) и его зарубежные аналоги: DK-DRIL, Cydril – 5110, 400, 5300; метас, метасол; сополимер М-14ВВ; лакрис 20 Гуматные реагенты – натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в присутствии щелочи (NaOH, KOH): углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); гуматнокалиевый реагент (ГКР). Лигносульфонаты (сырьем для их получения служат многотоннажные отходы производства целлюлозы сульфитной варкой древесины): сульфитно-спиртовая - - - барда (ССБ); конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ); феррохромлигносульфонат (ФХЛС); хромлигносульфонат (окзил). Реагенты на основе гидролизного лигнина (сырьем для их получения служит гидролизный лигнин, который является отходом при производстве спирта из древесины, подсолнечной лузги, кукурузны кочерыжек, хлопковой шелухи и др.): нитролигнин (НЛГ); игетан. Электролиты - кислоты, соли и основания (щелочи): NaOH – гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода); Na2CO3 – карбонат натрия (кальцинированная сода); КОН – гидроокись калия (едкий калий); Ca(OH)2 – гидроксид кальция (гашеная известь); CaCl2 – хлористый кальций; KCl – хлористый калий; жидкое стекло натриевое Na2O·nSiO2 и калиевое К2O·nSiO2; KАl(SO4)2 – алюмокалиевые квасцы; нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) и др. Кремнийорганические жидкости – синтетические полимеры, содержащие в макромолекуле атомы кремния и углерода: ГКЖ-10 (11); Петросил – 2М. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) – способны адсорбироваться на поверхности раздела фаз (воздух – жидкость, жидкость – жидкость, жидкость твердое тело) и снижать вследствие этого межфазное поверхностное натяжение: сульфонат; сульфонол; азолят А; ДС-РАС; ОП-7, ОП-10; превоцел. По назначению (действию на свойства буровых растворов) все химические реагенты принято условно делить на следующие 11 групп: - понизители фильтрации; понизители вязкости (разжижители); структурообразователи; регуляторы щелочности (рН); ингибиторы глинистых пород; регуляторы термостойкости (+ и -); пенообразователи; пеногасители; эмульгаторы (вещества, предохраняющие капельки дисперсной фазы эмульсий от коалесценции, т.е. слияния); смазочные добавки; понизители твердости горных пород. В США компоненты для буровых растворов принять делить на 16 групп. Дополнительно к приведенным выше группам выделяют: - - утяжелители; закупоривающие материалы (наполнители); бактерициды (вещества, подавляющие микробиологическую деятельность, т.е. предупреждающие микробиологическую деструкцию химических реагентов и, в частности, полимеров); реагенты, связывающие ионы кальция; ингибиторы коррозии и нейтрализаторы; флокулянты; ПАВ (наряду с пенообразователями, пеногасителями, эмульгаторами); загустители (реагенты, повышающие вязкость). Ингибирующие БПЖ [3 АТТ] Ингибирующие буровые растворы предназначены для бурения скважин в глинистых и глиносодержащих породах, теряющих устойчивость, и способных к диспергированию при взаимодействии с дисперсионной средой обычных буровых растворов на водной основе. В всех ингибированных растворах должен быть компонент – реагент-ингибитор, замедляющий гидратацию, набухание и диспергирование глин. Основные разновидности ингибированных буровых растворов: - ЭЛЕКТРОЛИТЫ (принцип действия – обменные процессы); ПОЛИМЕРЫ (принцип действия – внедрение макромолекул в пространство в стенках скважины) Реагенты ингибиторов: полимеры, соли электролитов (известные CaCO3, КСl) - для обменной реакции с катионами натрия, которые находятся в кристаллической решетке глинистой породы. Как только произойдет замена катионов натрия на катионы кальция, глина перейдет в кальциевую, которая по отношению к взаимодействию с фильтратом бурового раствора обладает меньшими способностями к увлажнению. Значит устойчивость пласта повысится. Так как полимеры – это высокомолекулярные соединения, которые могут иметь как линейную, так и какую-то структурированную, сетчатую структуру, спиралеобразную, они при адсорбции на стенки скважины своими гигантскими молекулами перекрывать межчастичное расстояние между частицами глин. Перекрытое расстояние обладает большим сопротивлением к прониканию воды. Значит устойчивость пласта повысится. Приготовление БПЖ и очистка буровых растворов (рассказать о курсовом, почему мы стараемся подобрать 3 раствора) [3 АТТ] Процесс приготовления буровых растворов включает в себя три технологические операции: 1) приготовление исходного раствора; 2) обработка раствора реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии; 3) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальными давлениями. Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением, как правило, дисперсионной среды и дисперсной фазы и (или) водорастворимых солей. Например, при приготовлении глинистых растворов – смесь воды и глины (глинистая суспензия), при приготовлении гидрогелевого раствора – смесь воды и соли (рассол), при приготовлении ИБР – смесь дизтоплива и битума, при приготовлении ИЭР – смесь дизтоплива с эмульгатором и водой. Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов, их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров. При необходимости регулирования плотности бурового раствора обосновывается выбор способа и средств увеличения или уменьшения плотности и дается описание технологии производства работ. Оборудование для приготовления бурового раствора выбирается в следующем порядке. Например, если требуемая масса глиносырья (глинопорошка) не превышает 20 т, а утяжелителя 100 т, возможен выбор смесителей эжекторного типа производительностью до 70 м3/ч, или проектируется применение блока приготовления раствора типа БПР производительностью до 60 м3/ч. Синергетические эффекты, аддитивный эффект, антагонистические эффекты при обработке буровых растворов реагентами [3АТТ] Коагуляцией называется нарушение агрегативной устойчивости дисперсной системы вследствие слипания частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил притяжения и выпадения их в осадок. Коагуляция бурового раствора может быть вызвана смесью электролитов. При этом возможны три случая действия электролитов: - аддитивное (суммарное) действие электролитов; - антагонизм электролитов; - синергизм электролитов. Аддитивное (суммарное) действие наблюдается при сходстве коагулирующей способности электролитов, т.е. когда электролиты содержат ионы одинаковой валентности и расположены рядом в лиотропном ряду. Синергизм коагулирующего действия ионов наблюдается тогда, когда электролиты способствуют друг другу, увеличивают коагулирующую силу друг друга. В этом случае для коагуляции системы электролитов требуется меньше, чем при аддитивном действии. Антагонизм коагулирующего действия ионов наблюдается тогда, когда электролиты противодействуют друг другу, т.е. происходит снижение коагулирующей силы одного электролита другим. В этом случае для коагуляции системы электролитов требуется больше, чем при аддитивном действии. Липотропный ряд – последовательности ионов, расположенных в порядке усиления или ослабления их влияния на свойства растворителя (вязкость, поверхностное натяжение, растворяющую способность и др.), а также на скорость и глубину протекания химических реакций и физико-химических процессов в данном растворителе. Аддитивные свойства, критическая концентрация [3 АТТ] Привыкание проявляется в постепенном снижении эффективности действия реагентов при повторных добавках. Пептизацией называется переход в раствор осадков, образовавшихся при коагуляции. Пептизация происходит под воздействием химических реагентов-пептизаторов. Эти реагенты адсорбируются на поверхности частиц дисперсной фазы, создают адсорбционногидратные оболочки и двойные электрические слои, которые препятствуют сближению и слипанию частиц. Происходит разукрупнение частиц дисперсной фазы и переход их в раствор. В качестве реагентов - пептизаторов применяют: кальцинированную соду Na2СОз, каустическую соду NaOH, жидкое стекло Na2SiО3 и др. В зависимости от концентрации эти реагенты могут оказывать различное воздействие на буровой раствор. В небольших количествах они действуют как пептизаторы, при увеличении добавки выше оптимального значения они оказывают коагулирующее действие. Гидравлическая программа промывки скважин [3 АТТ] Гидравлическая программа промывка скважин осуществляется с учетом выбора, показателей бурового раствора и гидравлических характеристик процесса промывка скважины. Требования: 1. транспортирование пробуренной породы по стволу скважины. 2. отсутствие проявления флюидов при подъеме инструментов. 3. отсутствие поглощения бурового раствора при спуске инструмента. 4. отсутствие поглощения бурового раствора при промывке скважине. 5. ограничение по мощности буровых насосов. 6. требования коллоидальной устойчивости бурового раствора в виде ограничения на коэффициент коагуляционного структурообразования. 7. подача насосов зависит от условия работы гидравлического забойного двигателя. 8. подача насосов для обеспечения бурового раствора. 9. требования к очистке забоя. 10. устойчивость ствола скважины сохраняется если плотность горной породы больше или равна минимальной плотности бурового раствора. 11. удержание выбуренной частиц во возвещённом состоянии. 12. предельная прочность статической структуры при запуске насосов. Предупреждение ГНВП [2 АТТ] Это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины. Причины возникновения ГНВП - Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин. - Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования. - Поглощение жидкости, находящейся в скважине. - Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом. - Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. - Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин. - Длительные простои скважины без промывки. - Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений. Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны - Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженернотехнических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений. - Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”. - Некачественное цементирование обсадных колонн. - Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины. - Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования. - Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб. Химический состав глин [2 АТТ] Глины – это полиминеральные полидисперсные алюмосиликатные соединения, способные при контакте с водой переходить в пластическое состояние. При высыхании сохраняют приданную им форму. Основной природных глин являются алюмосиликаты: x * Al2O3 *y SiO2*z H2O Суммарное содержание глинозема (Al2O3), кремнезема (SiO2) и воды достигает в глинах 75–90 %. Основные группы, получившие название по ведущему минералу: • Каолинитовые; • Монтмориллонита; • Гидрослюдистые • Палыгорскитовые По величине катинно-обменного комплекса глины подразделяются на: • С большой емкостью поглощения (100 ммоль/Н и больше на 100 гр сухой глины (бентонитовые: 80-150 ммоль/Н)) • Со средней емкостью поглощения (15-60 ммоль/Н на 100 гр сухой глины (гидрослюдистые)) • С малой емкостью поглощения (до 15 ммоль/Н на 100 гр сухой глины (каолинитовые 3-15 ммоль/Н)) Набухаемось, прочность в сухом состоянии, дисперсность, пластичность, усадка пи высушивании находятся в тесной зависимости от важнейших констант глины: • Величина емкости поглощения • Состав поглощенных катионов Графики s образных кривых [3 АТТ] На величине (условная вяскость и структурное свойство). 1. изменение концентрации дисперной фазы (с уувеличением коцентрации растут вязксть. СНС). (с уменьшением концентрации снижаются вязкость, СНС, а водоотдача расчет). 2. состоянием степенть регулящей. Рост степени коагуляции проводит к изменение СНС и водоотдача. С уменьшением степени коагуляции снижаются вязкость, СНс, а водоотдача расчет). Регулирование содержание: При добавлением материала способы к диспергированию то приведет к увеличению концентрации дисперной фазы. Параметры характеризующий структурно механические свойтсва дисперной системе, можно сказать что есть 2 группы: 1. пластическая эффективная условия вязкости, 2. СНС. График влияет на все структурное системы дисперной фазы: - при разбовлении дисперционной системы и дисперной фазы, - при загущении вязеость меняется СНС, - при разнижении условиях вязкось и СНС примерно одиноковы, - при коагуляционном структур вязкость и СНС примерно одиноковы. На данном графике имеются области которые характкруют что в этих областах. Наиболее применении в точка 15 (УВ). Вязкость > 50 с не применяются 20-50 с - оптимальная область применения бурового раствора. СНс допустино от 25 до 60 Па. Положения раствора на графике – опытым путем. В зависимости того, если раствора находится в правой области то необходимо разбавлять. Влево- добавлять дисперную фазу. Если растворы находится областа меньше то необходимо добавлять рагенты структуро. Если находится выше стабилизации добавлять. нужны реагенты Отношение СНС к условям вязкости показатель n: n = Q/T = tg ɑ ; ɑ = уголь прямой III или IV к горизрнту ; tg ɑ = 1,4 ; tg ɑ2 = 0,5
