все лекции по тампонажным растворам. все лекции тамп р-ров.. Лекция 1 Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов

• Название: Лекция 1 Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов
• Анкор: все лекции по тампонажным растворам
• Дата: 04.04.2022
• Размер: 6.72 Mb.
• Имя файла: все лекции тамп р-ров..docx
• Тип: Лекция; #441973
• страница: 1 из 7

Лекция №1

1. 
   Какие применяются методы снижения водоотдачи буровых растворов?
   

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

В минерализованных растворах бентонит надо предварительно гидратировать – для улучшения Ф₃₀ - Ф₃₀ ↓.

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

3. Обработка высокомолекулярными полимерными реагентами (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) – любые растворы (пресные и минерализованные). Главным образом данные реагенты для минерализованных растворов.

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

2. 
   Какие способы разжижения буровых растворов применяются?
   

1. Разбавление водой.

2. Удаление части твердой фазы.

3. Химическая обработка – ослабляет силы взаимодействия частиц глины.

3. 
   Какие причины загустевания буровых растворов существуют?
   

Причина 1. Увеличении концентрации твердой фазы (при этом );

Причина 2. Коагуляция – электролитами или под влиянием высокой температуры (при этом );

Причина 3. Избыток высокомолекулярного реагента (при этом ).

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

Увеличении концентрации твердой фазы (при этом )

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

Коагуляция – электролитами или под влиянием высокой температуры (при этом )

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

Избыток высокомолекулярного реагента (при этом )

7. 
   Какие существуют методы загущения буровых растворов?
   

по параметру – показателю коагуляции



Т 50 с → произошло увеличение твердой фазы – возросло внутреннее трение → необходимо разбавить раствор водой или удалить частицы твердой фазы (очистка).



Т 50 с → произошла коагуляция раствора → необходимо добавить КССБ, ФХЛС (защитные коллоиды).



Т 50 с → произошло загущение раствора за счет избыточного количества органических реагентов → необходимо разбавить водой.

8. 
   Какие применяют методы понижения плотности буровых растворов?
   

1. 
   Использование высококачественных глинопорошков – бентонитов.
   
2. 
   Ввод в глинистый раствор твердой дисперсной фазы с 1) малой плотностью, 2) жидкой дисперсной фазой с плотностью меньше 1 г/см³ или 3) разной дисперсной фазы.
   

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

Разбавление водой или раствором реагента – возможность понижения плотности ограничена факторами:

- повышение водоотдачи;

- нарушение седиментационной устойчивости;

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

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

1.Умеьшение концентрации твердой фазы

2. Ввод в глинистый раствор материалов с меньшей плотностью

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

КССБ, ФХЛС

Лекция № 2.

1. 
   Какие применяются методы повышения плотности буровых растворов?
   

Повышение плотности можно производить следующими путями:

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

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

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

• 
  NaCl: до 1,2 г/см³
  
• 
  CaCl₂: до 1,45 – 1,5 г/см³
  
• 
  CaBr₂: 1,44 – 1,92 до 1,2 г/см³
  
• 
  Комплекса CaCl₂ + CaBr₂ + ZnBr₂: до 2,3 г/см³
  

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

1. Барит BaSO₄ – твердость2,5 – 3,5 по шкале Мооса.

2. Железистый утяжелитель

3. Известняк (мел, известняк, мраморная пудра и др. – карбонат Са⁺² – СаСО₃).

4. Пирит – серый колчедан. FeS₂, плотность 4,9 – 5,2 г/см³, твердость 6,65 по шкале Мооса, как у гематита и магнетита.

5. Витерит – карбонат бария (BaCO₃), плотностью 4,27 – 4,35 г/см³.

6. Сидерит (FeCO₃) -карбонат железа.

7. Галенит – PbS – сульфид свинца.

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 .

7. 
   Какие требования предъявляются 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 виды тампонирования применяются?

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

- Ликвидационное тампонирование 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,размещенияпродавочных 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 затрубномпространстве ,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.

4) Назначение нижней проходной пробки?

НПП –нижняя проходная пробка:предназначена для предотвращения смешивания и образования труднопрокачиваемой смеси цементного раствора и буферной жидкости (а при ее отсутствии бурового раствора),обеспечения продавливания цементного раствора в затрубноепространство обсадной колонны ,очистки внутренней поверхности цементируемой обсадной колонны от остатков материалов при выполнении подготовительных работ.

5) Назначение верхней проходной пробки?

ВГП- верхняя глухая пробка : предназначена для исключения смешивания цементного раствора и продавочной жидкости и образования труднопрокачиваепмой смеси при цементировании ,очистки внутренней поверхности цементируемой обсадной колонны и контроля момента доставки цементного раствора в затрубное пространство по резкому возрастанию давления при дохождении ее до стоп-кольца.

6) Какие технологические жидкости применяются при цементировании обсадных колонн?

- цементный тампонажный раствор-выбирается состав и свойства в зависимости от свойств горных пород горных пород и флюида продуктивного коллектора;

- буферная жидкость предназначена для повышения качества цементирования за счет более полного замещения бурового раствора в затрубномпространстве ,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;

- продавочная жидкость –чаще всего используют буровой раствор: для обеспечения закачивания цементного раствора в затрубное пространство;

- опрессовочная жидкость : предназначена для оценки качества цементирования за счет опрессовки (нагнетания жидкости в колонну ) после окончания работ по цементированию обсадной колонны-это водный раствор поверхностно –активных веществ.

Лекция № 5

1) Что означает параметр – давление гидроразрыва горных пород?

Давление гидроразрыва — это давление, при котором происходит раскрытие трещин, каналов, пор в случае превышения внешнего давления по сравнению с пределом прочности скелета горных пород (ГП), при этом увеличивается проницаемость пор и каналов за счёт смещения пород скелета – гидроразрыва пород.

2) От каких параметров зависит величина давления поглощения?

(9)

– пластовое давление флюидов;

– боковое давление (за счет геостатичского давления выше расположенных ГП);

(10)

– средневзвешеннаяплотность,вышезалегающих ГП;

– расстояние от устья скважины докровли горизонта, в котором происходит поглощение;

– коэффициент бокового распора;

– временное сопротивление скелета ГП при разрыве.

(11)

- коэффициент Пуассона.

3) От каких параметров зависит радиус контура растекания тампонажного раствора?

– пластовое давление флюидов, заполняющих трущину;

– давление в скважине при тампонировании (создается насосом при закачивании тампонажной смеси);

– радиус контура растекания;

– раскрытие трещины;

– статическое напряжение сдвига тампонажного раствора;

4) Рациональные значения величины радиуса контура растекания для обеспечения надежности и качества тампонирования?

= 0,5 ÷ 2,5 (м)

5) От каких параметров зависит вид, состав и свойства тампонажной смеси?

1.Состава и свойств ГП (еслиГП скальные– то цементныесмеси; если глинистые ГП – цемент невозможен, необходимо использовать глинистые смеси);

2.Температура в интервале тампонирования. Если температуравысокая (>50-70), то используютсятермостойкие томпонажные смеси на основе термостойких цементов или добавок, обусловливающих термостойкость, например -жидкое стекло;

3.Химический состав среды и подземных вод в интервалетампонирования:

Сульфатные ионы (SO₄) ⁺²– то используются сульфатостойкие цементы, которые способствуют надёжности в условиях сульфатной агрессии;

4.Давление (пластовое, гидроразрыва, поглощения) оказывают влияние на выбор плотности тампонажной смеси;

5.Степень раскрытия трещин рассчитывается по величине раскрытиятрещин, выбираются параметры и реологическиесвойстватампонажных растворов;

6.Морфология интервала поглощениягранулярный, трещинно-пористый, мелкопористый коллектор, карстовые полости влияют на выбор свойств ТС.

влияет на свойства ТС.

6) Чем отличается базовый тампонажный материал (БТМ) от модифицированного матпонажного материала (МТМ)?

- если без добавок, то называется БТМ – базовый тампонажный материал;

- если требуется вводить модифицирующие добавки, то МТМ – модифицированный тампонажный материал МТМ = БТМ + добавки.

7) Требования, предъявляемые к базовому и модифицированному тампонажному материалу?

1.Материалы должны быть в тонкодисперсном состоянии, что обусловливает активное взаимодействие с водой (то естьспособствует активному протеканию реакцийгидратации);

2.В сухом виде БТМ и химические добавки для получения МТМ не должны вступать в химическиереакции, а должны реагировать при добавленииводы;

3.При затворении с водой БТМ и МТМ должны образовывать суспензии, способные к затвердеванию или потере подвижности ТС;

4.Материалы должны совмещаться с добавками и подвергаться модифицированию. Вещества пластификаторы – снижают реологические параметры;

5.Тампонажные материалы должны обеспечивать применение эффективных методов тампонирования.

8) Каков общий состав тампонажной семси?

В составе тампонажного раствора должны быть следующие компоненты:
1)Вяжущее или теряющее подвижность вещество (цемент, гипс, латекс)

2)Жидкость затворения(полярная жидкость), которая обеспечивает:

-проявление основного действия вещества, например твердения и потерю подвижности;

- доставку ТС в интервалы тампонирования по определенным технологическим схемам (с совместными илираздельным спускомкомпонентовтампонажных растворов);

3) Добавки (реагенты или др. материалы):

- АКТИВНЫЕ (вступают в хим. и физ. реакции и обусловливают регулирование свойств, применительно к конкретным условиям тампонирования);

-ИНЕРТНЫЕ НАПОЛНИТЕЛИ.

Лекция № 6

1. 
   Чем отличаются тампонажные смеси, приготовленные на основе вяжущих материалов от таковых, приготовленных на основе коагулирующих материалов?
   

Вяжущие, затворенные:

-на воде (цементные, гипсовые известковые);

-на углеводородной основе (нефтецементные растворы, нефтеэмульсионныецементные, гипсоэмульсионные).
Коагулирующие

Не твердеют, но теряют подвижность,которую можно устранить, т.е. привести в подвижное состояние при возобновлении циркуляции:

- на воде;

-на углеводородной жидкости.