коагуляция системы. Седиментацией или кинетической устойчивостью

• Название: Седиментацией или кинетической устойчивостью
• Дата: 11.02.2019
• Размер: 259.1 Kb.
• Имя файла: коагуляция системы.docx
• Тип: Документы; #67196

1. 
   коагуляция системы: частички глины слипаются в крупные блоки, раствор загустевает и резко возрастает водоотдача.
   
2. 
   Способность дисперсных систем сохранять равномерное распределение свободнодисперсных частиц по всему объему называется седиментацией или кинетической устойчивостью
   
3. 
   Диспергирование (соединений) тонкое измельчение твердых, жидких тел в какой-либо среде.
   
4. 
   Гидратация — способность вещества поглощать воду посредством абсорбции и/или адсорбции.
   
5. 
   Абсорбция — удержание проникших внутрь твердого вещества или жидкости отдельных молекул или ионов другого вещества. Например, при гидратации бентонита, молекулы воды удерживаются в межпластинчатом пространстве в результате абсорбции. Абсорбция — (поглощение)объемное поглощение газов или паров жидкостью (абсорбентом) с образованием раствора.
   
6. 
   Адсорбция — поглощение растворенных или газообразных веществ поверхностью твердого тела или жидкостью.
   
7. 
   Адгезия — возникновение связи между поверхностными слоями двух разнородных (твердых или жидких) тел, приведенных в соприкосновение.
   
8. 
   Аэрирования
   
9. 
   скин-фактор
   
10. 
    суспензия
    
11. 
    Эмульгатор — вещество, используемое для образования эмульсии из двух несмешивающихся жидкостей.
    
12. 
    ГДИ
    
13. 
    АНАЛИЗ P_f, M_f, P_m.
    

1. 1мл. фильтрата + 5мл. дистиллированной Н₂О.

2. Добавить 2 или более капли индикатора фенолфталеина.

3. Титровать 0,02 N H₂SO₄ до обесцвечивания (рН=8,3).

4. Объем в мл. Н₂SО₄ =P_f.

5. Добавить 3-4 капли метилоранжа или бром крезола зеленого.

6. Титровать 0,02 N Н₂SО₄ до красного цвета (рН=4,3).

7. Суммарное количество 0,02 N Н₂SО₄ =M_f.

8. 1мл. раствора + 25 мл. дистиллированной Н₂О.

9. Добавить 5 капель индикатора фенолфталеина.

10. Титровать 0,02 N H₂SO₄ до обесцвечивания (рН=8,3).

11. . Объем в мл. Н₂SО₄ =Р_m.

АНАЛИЗ Cl^-

1. 1мл. фильтрата, титруем Р_f + 25 мл. дистиллированной Н₂О.

2. Добавить 10 капель индикатора хромата калия.

3. Титровать стандартным раствором АgNО₃ до получения коричнево-бурого цвета.

Результат Cl^- мг/л = Nx35500xV _АgNО3

АНАЛИЗ Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺

1. 1мл. фильтрата + 20 мл. дистиллированной Н₂О.

2. 1мл. жесткого буфера NH₄OH(запах аммиака)

3. Добавить 6 капель индикатора Кальмагит (Versenate hardness indicator solution).

(Винный цвет свидетельствует о наличие Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺, если цвет голубой, то нет Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺)

4. Титровать стандартным раствором этилендиаминтетрауксусная кислота (Трилон Б) EDTA до получения голубой цвета.

Результат Cа⁺⁺ мг/л = V edta x 40 (или400 в зависимости от концентрации EDTA).

АНАЛИЗ МВТ

1. 1мл. раствора + 10 мл. дистиллированной Н₂О.

2. Добавить 15 мл 3% Н₂О₂

3. Добавить 0,5 мл 5N Н₂SО₄

4.Кипятить в течении 10 мин.

5. Долить дистиллированной Н₂О до 50 мл.

6. Титровать стандартным раствором метиленовой сини до получения голубого ореола вокруг капли.

Результат к-во коллоидной глины кг/м₃ =V _{метиленовой сини} x 14

14.

Буровые растворы на водной основе —Осложнения в процессе обслуживания и эксплуатации

Осложнение	Признаки	Методы обработки
Вовлечение воздуха	- Уменьшение плотности бурового раствора - Воздушные пузырьки в оболочке из бурового раствора - Увеличение пластической вязкости - Стук в насосах	- Разбавить раствор путем химической обработки или водой. - Свести к минимуму поверхность вовлечения воздуха.
Разложение под воздействием бактерий	- Снижение гидроксильной щелочности - Увеличение карбонатной щелочности - Увеличение фильтрации и реологических свойств	- Добавить биоцид. - Добавить известь. - Обработать понизителем водоотдачи, если необходимо. - Обработать реагентами для контроля реологических свойств, если потребуется.
Налипание глины на долото	- Снижение скорости бурения - Налипание глины на долото и колонну - Свабирование при СПО - Забитые глиной долота с признаками небольшого износа	- Поддерживать соответствующую вязкость и СПС бурового раствора, чтобы буровой снаряд оставался чистым. - Оптимизация гидравлических параметров.
Коррозия	- Появление наружных и(или) внутренних очагов коррозии на бурильной колонне - Поломка бурильной трубы - Каверны	- Повысить pH до величины между 11 и 11,5, если это возможно. Примечание: В некоторых случаях может применяться известь. - Добавить совместимый ингибитор коррозии компании Baroid.

Буровые растворы на водной основе —Осложнения в процессе обслуживания и эксплуатации

Осложнение	Признаки	Методы обработки
Прихват под действием перепада давлений	- Частичная или полная потеря циркуляции - Бурильная колонна проходит через пористую зону - Отсутствие желобобразования - Высокая фильтрация буровых растворов с высоким содержанием твердой фазы - Невозможность вращения или расхаживания бурильной колонны	- Закачать в место прихвата бурильной колонны жидкость компании Baroid для установки ванны в скважине, поддерживая некоторое количество в трубе для перемещения через каждые 10 минут. - Использовать уравнение удлинения колонны, чтобы легче было определить зону прихвата. - Снизить плотность бурового раствора, если это возможно. - Снизить фильтрат ВТВД для минимизации образования фильтрационного осадка.
Вспенивание	- Уменьшение плотности бурового раствора - Пена на поверхности амбара для бурового раствора - Уменьшение давления на выкиде насоса - Стук в насосах	- Добавить в буровой раствор пеногаситель компании Baroid. - Распылять воду над поверхностью амбаров для бурового раствора. - В соленые буровые растворы или в буровые растворы с низким содержанием твердой фазы добавить AQUAGEL.
Приток газа	- Увеличение объема бурового раствора в амбаре для бурового раствора - Буровой раствор выглядит газированным - Скважина не фонтанирует после выключения насоса - Уменьшение плотности бурового раствора на выкидной линии скважины	- Повысить плотность бурового раствора. - Задействовать дегазатор.
Выброс газа	- Увеличение объема бурового раствора в амбаре для бурового раствора - Скважина фонтанирует после выключения насоса	- Закрыть скважину. - Выполнить надлежащим образом процедуры глушения скважины.
Желобообразование	- Бурильную колонну можно вращать, но нельзя расхаживать больше, чем на одну трубу - Частичная или полная потеря циркуляции - Ствол скважины резко искривляется	- Отступить назад и повторным проходом ликвидировать желоб в стволе скважины.

Буровые растворы на водной основе —Осложнения в процессе обслуживания и эксплуатации

Осложнение	Признаки	Методы обработки
Поглощение бурового раствора	- Уменьшение объема бурового раствора в амбаре - Потеря циркуляции - Общие потери бурового раствора - Уменьшение давления на циркуляции	- Добавить материал для борьбы с поглощением или закупорить трещины и пустоты в стенках скважины мягким материалом. - Снизить плотность бурового раствора и, по возможности, эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора. - Заполнить перфорации, трещины и другие полости в стенке ствола скважины цементом под давлением. - Снизить скорость работы насоса.
Механический прихват	- Невозможно вращать или расхаживать бурильную колонну - Частичная или полная потеря циркуляции - Сальникообразование	- Раскрутить и промыть. - Улучшить очистку ствола.
Пластичный соляной пласт	- Потеря диаметра ствола после проходки интервала в соляном пласте - Непроницаемые соединения - Прихват колонны	- Увеличить плотность бурового раствора при проходке соляного пласта. - Закачка тампона на водной основе. - Регулярно выполнять контрольные подъемы бурильной компоновки на поверхность - Снизить минерализацию бурового раствора. - Использовать воду для растворения соли в точке прихвата.
Осыпающиеся сланцевые глины	- Чрезмерное количество ломтей глины на вибросите - Непроницаемые соединения	- Снизить фильтрацию бурового раствора. - Увеличить по возможности плотность бурового раствора. - Ингибировать буровой раствор. - Увеличить по возможности вязкость бурового раствора. Примечание: Если осуществляется проходка через бентонитовые сланцы, то увеличение вязкости бурового раствора необязательно. - Добавить BAROTROL или BARABLOK. - Уменьшить амплитуду скачков давления. - Уменьшить биение бурильных труб.
Тепловая неустойчивость	- Поднимающийся с забоя на поверхность буровой раствор имеет высокую вязкость и СНС - Затруднено включение насосов циркуляции - Затруднен спуск оборудования на забой скважины - Уменьшение щелочности - Увеличение водоотдачи	- Добавить воду и оптимизировать контроль содержания твердой фазы. - Обработать буровой раствор понизителями вязкости, диспергирующими агентами или дефлокулянтами. - Рассмотреть возможность перехода на систему THERMA-DRIL. - Добавить известь, если повышается уровень содержания карбонатов.