Лекции тампонажка. ТАмп леция 1 и 2 (1) (1). Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов

• Название: Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов
• Анкор: Лекции тампонажка
• Дата: 06.01.2023
• Размер: 60.67 Kb.
• Имя файла: ТАмп леция 1 и 2 (1) (1).docx
• Тип: Документы; #874559
• страница: 1 из 4

1. 
   Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов?
   

Методы понижения водоотдачи:

- осуществляют для приведения свойств буровых растворов к условиям применения:

1. Ввод высококоллоидного бентонита. Этот метод ограничен по величине показателя фильтрации (до Ф₃₀ = 10 см³ за 30 мин.) и эффективен для пресных глинистых растворов.

В минерализованных растворах бентонит надо предварительно гидратировать – для улучшения показателя фильтрации - Ф₃₀ ↓ при предварительном замачивании бентонита.

2. Обработка глинистого раствора реагентами – защитными коллоидами (разжижителями: УЩР, лигносульфанатами, ПФХЛС, нитролигнинами) – для пресных и слабоминерализованных растворов (Ф₃₀ = до 5-6 см³ за 30 мин).

3. Обработка высокомолекулярными полимерными реагентами (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) – любые растворы (пресные и минерализованные). Главным образом данные реагенты для минерализованных растворов,которые позволяют снизить показатель фильтрации до 3-4 см³ за 30 мин.

4. Ввод нефти, при условии, если она хорошо эмульгируется в растворе, образуя стойкую эмульсию и является стабильной – не происходит слипания частиц глины и всплывания капелек нефти. Иногда ввод нефти снижает только статическую водоотдачу, а динамическая – иногда повышается.

2. 
   Какие способы разжижения буровых растворов применяются?
   

Способы разжижения бурового раствора:

1. Разбавление водой.

2. Удаление части твердой фазы.

3. Химическая обработка – ослабляет силы взаимодействия частиц глины и вязкость снижается.

3. 
   Какие причины загустевания буровых растворов существуют?
   

Причины загустевания:

Причина 1. Увеличении концентрации твердой фазы (при этом реологические параметры возрастают: ) т к возрастают силы взаимодействия частиц твердой фазы между собой и с молекулами воды ;

Причина 2. Коагуляция – попавшими в раствор электролитами или под влиянием высокой температуры - тк увеличиваются силы взаимодействия между частицами глины;

Причина 3. Избыток высокомолекулярного реагента (при этом ) т к существенно возрастают силы взаимодействия между частицами глины и молекулами воды.

4. 
   При загустевании буровых растворов произошло увеличение пластической вязкости (_п) и динамического напряжения сдвига (₀): какова причина?
   

Увеличение концентрации твердой фазы т.к. возрастают силы взаимодействия частиц твердой фазы между собой и с молекулами воды.

5. 
   Что происходит с параметрами _пи₀, если раствор загустел по причине коагуляции или высокой температуры?
   

6. 
   Как влияет избыточное количество высокомолекулярного реагента в составе раствор на параметры _п и₀ при его загустевании?
   

7. 
   Какие существуют методы загущения буровых растворов?
   

Методы загущения буровых растворов:

1. Увеличить концентрацию твёрдой фазы.

2. Добавление высокомолекулярных реагентов.

8. 
   Какие применяют методы понижения плотности буровых растворов?
   

Уменьшение плотности растворов

1 метод. Использование высококачественных глинопорошков – бентонитов.

2 метод. Ввод в глинистый раствор твердой дисперсной фазы:

с малой плотностью;

а так же

2) жидкой дисперсной фазы с плотностью меньше 1 г/см³ или

3)газообразной дисперсной фазы.

9. 
   Какие факторы ограничивают возможность понижения плотности за счет разбавления раствора водой?
   

Разбавление водой или раствором реагента – но эта возможность понижения плотности растворов ограничена отрицательными факторами:

- повышение водоотдачи;

- нарушение седиментационной устойчивости;

- уменьшение способности раствора к структурообразованию – значит надо разбавлять до необходимой удерживающей способности глинистого раствора частиц твердой фазы.

10. 
    Две задачи, которые решаются при улучшении смазывающих свойств буровых растворов?
    

Задачи, решаемые при улучшении смазочных свойств:

Задача 1:

– уменьшение трения между бурильной колонной и стенками скважины_;

Задача 2:

– образование прочного слоя на контакте металл –металл (контактирующие поверхности в долотах,забойных устройствах ) в присутствии смазки на этом контакте в условиях высоких контактных давлений.

11. 
    Какие применяются основные виды смазывающих добавок для улучшения смазывающих свойств буровых растворов?
    

Виды смазывающих добавок:

1. нефть.

2. серебристый графит.

3. смазочная добавка – СМАД (смесь окисленного петролатума и дизельного топлива).

4. смесь гудронов масложировых комбинатов – СГ ( окисленная смесь гудронов ОСГ).

5. ГКЖ – гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость.

6. Другие смазочные добавки фирм – изготовителей см. товарные марки добавок.

Лекция 3:

1. 
   Какие применяются методы повышения плотности буровых растворов?
   

Повышение плотности можно производить следующими путями:

• 
  Увеличением содержания глины;
  
• 
  Растворением солей в буровом растворе;
  
• 
  Вводом утяжелителей;
  

2. 
   До какой величины плотности можно увеличивать ее путем увеличения содержания в растворе из Na-глин, Са-глин и местных гидрослюдистых глин?
   

Растворы с плотностью более 1,4 г/см³ даже путем добавления местных глин невысокого качества получить нельзя, поскольку растворы сильно загущаются и их нельзя прокачать с помощью насосов.

3. 
   Какая максимальная плотность бурового раствора может быть получена путем растворения солей:
   

• 
  NaCl;
  
• 
  CaCl₂;
  
• 
  CaBr₂;
  
• 
  Комплекса CaCl₂ + CaBr₂ + ZnBr₂
  

Na Cl до 1.2 г/см³

CaCl₂ до 1.45-1.5 г/см³

CaBr₂ 1.44-1.92 до 2.0 г/см³

Комплекс CaCl₂ + CaBr₂ + ZnBr₂ до 2.3 г/см³

4. 
   Какие применяются основные виды утяжелителей для повышен плотности буровых растворов?
   

1. Барит

2. Железистый гематит, магнетит

3. Известняк, мел, мраморная пудра

4. Пирит (серный колчедан)

5. Витерит

6. Сидерит

7. Галенит (сульфид свинца)

8. КС-2 (концентрат свинцовый)

9. Свинцовый сурик

10. Магбар (магнетито-баритовый)

5. 
   Что означает параметр – предел утяжеляющей способности утяжелителя?
   

Предел утяжеляющей способности утяжелителя – это значение плотности утяжеленного бурового раствора, при котором увеличение его плотности за счет ввода утяжелителя сравнивается с уменьшением плотности этого раствора за счет добавок разжижителей – химреагентов;

6. 
   Какие изменяются параметры бурового раствора при вводе в него утяжелителя?
   

Ввод утяжелителей приводит к повышению концентрации твердой фазы – значит увеличению внутреннего трения, что ведет к увеличению структурообразования – растет условная вязкость-Т . Размер глинистых частиц около 1 мкм (max 2 мкм), а размер утяжелителя 5 7,2 мкм – т.е. появляется более крупная фракция, изменяются свойства дисперсной системы:

• 
  Растет показатель фильтрации Ф₃₀ ;
  
• 
  Увеличивается толщина корки.
  

7. 
   Какие требования предъявляются к раствору, подлежащему утяжелению?
   

Требования к раствору, подлежащему утяжелению:

1. Раствор не должен содержать избыточной твердой фазы – необходимо удалять твердую фазу.

2. Раствор должен обладать способностью к структурообразованию, достаточной для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии.

3. Раствор должен иметь невысокую вязкость при достаточно хороших остальных свойствах.

Лекция №4:

1. 
   Какие особенности бурения скважин на морских месторождениях?
   

Особенности бурения на морских месторождениях:

• 
  содержится газ CH₄ – метан, H₂S– сероводород – изменяются свойства раствора (Т↑, ↓);
  
• 
  температура морской воды у дна около 0°С;
  
• 
  присутствует устьевое оборудование на дне;
  
• 
  выходящий газ из скважины образует газогидраты – образования CH₄+ H₂O→твердое вещество,в виде мягкого льда – возникают осложнения эа газогидратообразования ;
  
• 
  газогидраты усложняют технологию бурения – отложения газогидратов в скважине при определенных термобарических условиях – сальники, сужения ствола скважины– прессует насосное оборудование;
  
• 
  газогидраты отлагаются на оборудовании и могут блокировать работу превенторов.
  

2. 
   Какие существуют особенности регулирования свойств высокоминерализованных растворов?
   

Особенности регулирования свойств таких растворов:

• 
  концентрация соли велика – возникает проблема получения низкой водоотдачи – Ф₃₀↓ - для чего надо применять высокомолекулярные реагенты – КМЦ, акриловые полимеры, крахмал;
  
• 
  снижается рН (много NaCl) – надо повышать рН;
  
• 
  необходимо связывать двухвалентные катионы для обеспечения эффективного действия высокомолекулярных реагентов, глина в растворе находится в состоянии гидрофобной коагуляции – проблемы в создании структурных свойств нет – это хорошо, но: надо повышать удерживающую способность (несущую способность), выносящую способность;
  
• 
  глинистые частицы лишены защитной оболочки, поэтому надо:
  

• 
  обрабатывать защитными реагентами КМЦ, КССБ и др.;
  
• 
  для связывания катионов Ca⁺², Mg⁺²вводят Na₂CO₃, еще надо вводить NaOH;
  
• 
  для снижения показателя фильтрации (Ф₃₀↓) надо вводить крахмал, КМЦ, полиакрилаты;
  
• 
  для улучшения смазочных свойств – нефть + графит, СМАД-1;
  
• 
  для повышения несущей способности – полыгорскит;
  

• 
  в условиях высокой минерализации КМЦ, полиакрилаты (линейные полимеры) разжижают растворы, надо вводить крахмал – разветвленный полимер (амилоза – линейный + амилопектин – разветвленный полимер) – увеличивается вязкость раствора;
  
• 
  совместная обработка позволяет получить эффект синергизма – усиление действия каждого из используемых реагентов для обработки растворов.
  

3. 
   Состав малосиликатного раствора и условия применения?
   

Состав:

• 
  основа малосиликатного раствора – глинистый раствор;
  
• 
  добавляют 2-7% жидкого стекла;
  
• 
  для снижения показателя фильтраци Ф₃₀↓ вводят КМЦ.
  

Условия применения – неустойчивые глинистые породы.

4. 
   Какие рациональные условия применения кальциевых глинистых растворов?
   

Применяют для разбуривания неустойчивых глин, глиносодержащих пород, особенно в интервалах содержащих пласты с АВПД (можно их утяжелять, так как глина в растворе плохо диспергирует раствор малой вязкости). Ингибирующим компонентом является находящиеся в фильтрате катионы Ca⁺², которые взаимодействуя с обменными катионами глин, превращают их в Ca⁺² – вые глины, уменьшая их способность к гидратации и диспергированию в растворе, а также повышают сопротивляемость глин разупрочняющему действию глинистого раствора - повышает устойчивость стенок скважин.

5. 
   Какая концентрация катионов кальция у известковых глинистых растворов с высоким рН?
   

Известковые глинистые растворы с высоким рН имеют показатель щелочности рН=12, содержание катионов Са⁺² до 200 мг/л.

6. 
   Какая концентрация катионов кальция у известковых глиничтых растворов с пониженным рН?
   

Известковые растворы с пониженным рН имеют содержание катионов Са⁺² до 800 -1000 мг/л)

7. 
   С помощью какого реагента регулируется растворимость гидроксида кальция в составе известкового раствора с высоким рН?
   

При вводе Са(ОН)₂ происходит коагуляция глинистых частиц, для устранения которой добавляют сульфитспиртовую барду ССБ.

8. 
   Для чего применяются реагенты хроматы (хромики) в составе известковых глинистых растворов с пониженным рН?
   

Для повышения термостойкости применяют хроматы -хромпик;

9. 
   Каково назначение гипса в составе гипсовых глинистых растворов?
   

Назначение гипса:

- двухводный гипс CaSO₄ * 2H₂O или полуводный гипс CaSO₄ * 0.5H₂O - поставщик Са⁺²;

- растворение гипса приводит к снижению рН

10. 
    Какова растворимость (в г/л) хлористого кальция в составе хлоркальциевого раствора?
    

Хлористый кальций CaCl₂ хорошо растворимым в воде – обладает растворимостью до 726 г/л.

11. 
    Какова область применения хлоркальциевых глинистых растворов?
    

Область применения:

- неустойчивая породы, аргиллитосодержащие толши, устойчивость стенок скважин в них повышается, так как CaCl₂-растворы позволяют достигать содержания Ca⁺² до 4000 мг/л. Это создаёт сложности в регулировании свойств;

- обеспечение низкой водоотдачи- уменьшение Ф₃₀ –достигается засчет ввода крахмала или КССБ;

- необходимо повышать рН, так как при вводе CaCl₂ падает рН раствора – т к NaOH - не подходит, то надо рН увеличивать с помощью Са(ОН)₂.

12. 
    В чем проявляется ингибирующее действие катионов калия в составе хлоркалиевых растворов по отношению к глиносодержащим горным породам?
    

Попадая в межпакетные промежутки кристаллической решётки глин катионы К⁺ прочно скрепляют частицы глин между собой, уменьшая способность этих глин к гидратации и диспергированию-создают жесткость кристаллической решетки глин .

Лекция 5 общ свед тамп:

1. 
   Какие виды тампонирования применяются?
   

Виды тампонирования:

1) Технологическое тампонирование, которое осуществляется для обеспечения нормального процесса бурения скважины, цементирования (тампонирования) обсадных колонн и выполнения специальных работ.

2) Ликвидационное тампонирование (рис.1) осуществляется путем доставки в скважину, выполнившей геологическое задание с целью воссоздания прежних (до бурения) условий в недрах, а так же для устранения загрязнения поверхностными, паводковыми, сточными водами водоносных горизонтов, устранения смешивания вод различных горизонтов,предупреждения затопления горных выработок при дальнейшем ведении горных работ.

2. 
   Назначение устьевой цементировочной головки в составе технологической схемы цементирования?
   

УЦГ-устьевая цементировочная головка : предназначена для герметизации обсадной колонны при ее цементировании, размещения продавочных пробок (НПП и ВГП) и обеспечения подачи технологических жидкостей при выполнении технологического процесса цементирования.

3. 
   Назначение буферной жидкости?
   

Буферная жидкость предназначена для повышения качества цементирования за счет более полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве, удаления из каверн и уширений скважины бурового раствора глинистой корки со стенок скважины и исключения образования труднопрокачиваемой смеси бурового и цементного растворов - это водный раствор поверхностно – активных веществ с добавлением полимеров.