
- •1.2 Роль і значення промивання свердловин та промивальних рідин в процесі буріння свердловин
- •1.3 Основні функції промивальних рідин
- •1.3.1 Гідродинамічні функції
- •1.3.2 Гідростатичні функції
- •1.3.3 Функції кіркоутворення
- •1.3.4 Фізико-хімічні функції
- •1.3.5 Різнобічні функції промивальної рідини
- •1.4 Класифікація дисперсних систем
- •1.5 Процеси на межі розділу фаз у дисперсних системах
- •2.2 Компонентний склад бурових промивальних рідин
- •2.3 Особливості будови та складу основних глинистих мінералів
- •2.3.1 Глини групи монтморилоніту
- •2.3.2 Глини групи гідрослюд
- •2.3.3 Глини групи каолініту
- •2.3.4 Глини групи палигорскіту
- •2.4 Катіонний обмін у глинистих суспензіях. Обмінна ємкість глинистих мінералів
- •3.2 Вплив мінерального складу глин і типу обмінних катіонів на гідратацію, диспергування і бубнявіння глинистих мінералів
- •3.3 Будова глинистих частинок у водній суспензії. Теорія Штерна і будова деш. Дзета ( ) – потенціал і його вплив на властивості бпр
- •3.4 Агрегатна та седиментаційна стійкість колоїдних розчинів. (Стійкість дисперсних систем)
- •3.5 Явище коагуляції та колоїдний захист у глинистих суспензіях
- •4.2 Визначення якості глинопорошків
- •4.3 Розрахунки при приготуванні глинистих розчинів
- •5.2 Типи обважнювачів і їх характеристика
- •5. 2.1 Баритові обважнювачі
- •5.2.2 Карбонатні обважнювачі
- •5.2.3 Залізисті обважнювачі
- •5.2.4 Свинцеві обважнювачі
- •5.3 Вплив обважнювачів на структурно-механічні властивості бурових розчинів
- •Різної густини
- •1, 2, 3 І 4 густини обважнювачів відповідно 3000 кг/м3, 3500 кг/м3;
- •5.4 Методи обважнення бурових розчинів
- •Розчин у вигляді пульпи
- •5.5 Розрахунки при обважненні бурових розчинів
- •6.2 Реологічні властивості бурових промивальних рідин
- •Напруження зсуву відповідного градієнта швидкості
- •6.3 Степеневий закон
- •Лекція № 7 тіксотропні властивості бурових промивальних рідин
- •7.1 Поняття про механізм структуроутворення
- •Частинками розчину в момент структуроутворення
- •7.2 Типи структур в дисперсних системах і їх видозміни у буровому розчині
- •7.4 Статичне напруження зсуву бурових розчинів і методи його визначення
- •7.5 Методи та прилади для заміру снз
- •Лекція № 8 фільтраційні і кіркоутворюючі властивості бурових розчинів
- •8.1 Основні положення статичної фільтрації
- •8.2 Статична та динамічна фільтрація бурових промивальних рідин
- •8.3 Вплив основних факторів на статичну та динамічну фільтрацію
- •8.4 Фільтраційна кірка бурового розчину
- •8.4.1 Товщина фільтраційної кірки
- •На товщину фільтраційної кірки
- •8.4.2 Проникність фільтраційної кірки
- •Густина бурового розчину та її значення в процесі буріння свердловин. Вміст газу у буровому розчині
- •9.1 Вибір густини бурового розчину
- •9.2 Регулювання густини бурового розчину в процесі буріння
- •Швидкість буріння
- •9.3 Вміст газу у бурових промивальних рідинах
- •Лекція № 10
- •10.2 Шлам, як колоїдний компонент бурового розчину
- •10.3 Вплив вмісту твердої фази на властивості бурового розчину
- •11.1 Класифікація хімічних реагентів
- •Лекція № 12 вода і суспензії із вибурених порід
- •12.1 Призначення та умови застосування
- •12.2 Склад і властивості суспензій із вибурених порід
- •12.3 Технологія приготування
- •12.4 Перевід в інші типи розчинів
- •12.5 Вплив на наступні технологічні процеси
- •13.2 Склад та властивості гуматних бурових розчинів
- •Гуматнокальцієві розчини
- •13.3 Технологія застосування
- •13.4 Контроль властивостей розчину в процесі буріння
- •13.5 Перевід в інші типи розчинів
- •13.6 Вплив гуматних розчинів на наступні технологічні процеси
- •Лекція № 14 лігносульфатні бурові розчини
- •14.1 Призначення та умови застосування лігносульфатних бурових розчинів
- •14.2 Склад та властивості бурового розчину
- •14.3 Технологія застосування
- •14.4 Регулювання властивостей бурового розчину
- •14.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •14.5 Перевід в інші типи розчинів
- •Лекція № 15 полімер-глинисті бурові розчини
- •15.1 Призначення та умови застосування полімер-глинистих бурових розчинів
- •15.2 Склад та властивості бурового розчину
- •15.3 Технологія застосування бурового розчину
- •Лекція № 16 хлоркальцієві бурові розчини
- •16.1 Призначення та умови застосування
- •16.2 Склад і граничні значення показників властивостей
- •Густина 10602200 залежно від вмісту глини та обважнювача. В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •16.3 Технологія приготування
- •16.4 Регулювання властивостей розчину
- •16.5 Перевід в інші типи розчинів
- •16.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Лекція №17 Застосування гіпсо-калієвого бурового розчину
- •17.1 Призначення розчину і умови застосування
- •17.2 Склад і граничні значення показників властивостей
- •17.3. Технологія приготування
- •17.4 Регулювання властивостей розчину
- •17.5. Перевід в інші типи розчинів
- •17.6. Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Хлоркалієві бурові розчини
- •18.1. Призначення та умови застосування
- •18.2. Склад і допустимі показників властивостей
- •18.3. Технологія приготування
- •Контроль властивостей у процесі буріння
- •18.5 Перехід до інших типів розчинів
- •18.6 Вплив розчину на наступні технологічні операції
- •Лекція № 19 малосилікатні бурові розчини
- •19.1 Призначення розчинів та умови застосування
- •19.2 Склад і властивості малосилікатних розчинів
- •19.3 Технологія приготування малосилікатних розчинів
- •19.4 Управління властивостями розчину в процесі буріння
- •19.5 Перевід в інші типи розчинів
- •20.2 Склад і властивості розчинів Склад і граничні значення показників властивостей розчинів оброблених солями алюмінію наведені в табл. 20.1. В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •20.3 Технологія приготування
- •20.4 Регулювання властивостями розчину в процесі буріння
- •Алюмокалієвий розчин. Регулювання показників властивостей алюмокалієвого розчину здійснюють аналогічно алюмінизованому.
- •20.5 Перевід в інші типи розчинів
- •20.6 Вплив розчинів оброблених солями алюмінію на наступні технологічні операції
- •Лекція № 21 соленасичені бурові розчини
- •21.1 Призначення соленасичених розчинів та умови їх застосування
- •21.2 Склад і властивості соленасичених розчинів
- •21.4 Регулювання властивостей розчину
- •21.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •Лекція № 22 застосування розчинів на основі гідрогелю магнію
- •22.1 Призначення розчинів і умови застосування
- •22.2 Склад і властивості розчинів на основі гідро гелю магнію
- •В дужках дані взаємозамінні матеріали
- •22.3 Технологія приготування
- •22.4 Регулювання властивостями розчину в процесі буріння
- •22.5 Перевід в інші типи розчинів
- •22.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •23.2 Склад і властивості вапнисто-бітумних розчинів
- •23.3 Технологія приготування розчину (вбр-4)
- •Примітка
- •23.4 Регулювання властивостей вбр в процесі буріння
- •23.5 Перехід на промивку вбр. Особливості його застосування
- •23.6 Вплив на наступні технологічні операції
- •24.2 Склад і властивості інертно-емульсійних розчинів
- •24.3 Перевід в інші типи розчинів
- •24.4 Регулювання властивостями іер в процесі буріння
- •24.5 Вплив на наступні технологічні операції
- •25.2 Склад і властивості еарованих бурових розчинів
- •25.3 Технологія приготування
- •25.4 Регулювання властивостей розчину в процесі буріння
- •25.6 Вплив розчину наступні технологічні операції
20.2 Склад і властивості розчинів Склад і граничні значення показників властивостей розчинів оброблених солями алюмінію наведені в табл. 20.1. В дужках дані взаємозамінні матеріали
20.3 Технологія приготування
Для приготування алюмінизованих і алюмокалієвих розчинів використовують бентонітовий глинопорошок або буровий розчин на якому розбурювалися вищезалягаючі горизонти.
В першому випадку глину диспергують в прісній воді до одержання пасти (14-18 %-ної концентрації) з умовною в’язкістю 80-100с. Пасту розводять водою до УВ= 25-30 с і вводять 3-5% лігносульфонатного реагента 5%-ної концентрації попередньо обробленого NaOH або KOH до рН 90.
Отриману суспензію обробляють 5-10%-ним розчином полімерного реагента (КМЦ метас і т.д.) в кількості 0,3-0,5% і внаслідок її загущення проводять повторну обробку лігносульфонатним реагентом. Тільки після цього вводять інгібуючі домішки 0,3-0,5% сіркокислого алюмінію (для алюмінизованого розчину) або 1-5% 10%- ного розчину алюмокалієвих або алюмоомонієвих квасців (для алюмокалієвого розчину). Величина рН розчину підтримується в межах 8,0-9,0 домішками їдкого натрію або їдкого калію. При необхідності в розчин додаткого вводять обважнювач.
В другому випадку попередньо знижують в’язкість бурового розчину до 25-30с водою або лігносульфонатним реагентом (ФХЛС). На 1 м3 бурового розчину витрачається 30-50 л воднолужного розчину лігносульфоната. Якщо рН розчину більш 10 хромлігносульфонати рекомендується додавати у вигляді кислих розчинів (без лугу).
Таблиця 20.1 – Склад і граничні значення показників властивостей
Склад розчину |
Вміст, кг/м3 |
Показники властивостей (min-max) |
|||||||
Алюмінизовані |
Алюміно-калієві |
Алюмо-кальцієві (АЛКАР) |
Умовна в’язкість , с |
Статичне напруження зсуву за 1хв, дПа |
Статичне напруження зсуву за 10хв,
дПа |
Фільтрація, см3 |
Показник рН |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Глинопорошок ПБМА ПБМБ ПББ ПБВ ПБД |
60-90 (60-100) (70-100) (90-110) (100-150) |
60-90 (60-100) (70-100) (80-120) (100-150) |
- - 70-110 (80-120) (100-150) |
25¸40 |
12¸60 |
30¸120 |
3¸5 |
8,5¸9,5 |
|
Інгібітори Сіркокислий алюміній Алюмокальцієві квасці (Kal(SO4)2) |
3-5 |
-
1-5 |
-
- |
|
|
|
|
|
|
Гідрооксид калію (КОН) |
- |
1-5 |
- |
|
|
|
|
|
|
Портландцимент |
- |
- |
10 |
|
|
|
|
|
|
Комбіновані ПАВ: СНПХ-7214 |
- |
- |
3-10 |
|
|
|
|
|
|
СНПХ-7215 |
- |
- |
(3-10) |
|
|
|
|
|
|
ХТ-48 |
- |
- |
(2-8) |
|
|
|
|
|
|
Понижувачі фільтрації КССБ КМЦ Метас М-14 Гіпан |
- 3-5 (3-5) (3-5) (3-5) |
- 3-5 (3-5) (3-5) (3-5) |
10-15 0,3-0,5 (0,3-0,5) (0,3-0,5) (0,3-0,5) |
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Понижувачі в’язкості |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ФХЛС |
10-30 |
30-50 |
50-150 |
|
|
|
|
|
|
Хромпік |
0,5-1 |
1-5 |
5 |
|
|
|
|
|
|
NaOH |
1-3 |
- |
10-15 |
|
|
|
|
|
|
Триксан |
0,3-0,5 |
0,3-0,5 |
- |
|
|
|
|
|
|
Нафта |
5-100 |
5-100 |
20 |
|
|
|
|
|
|
Графіт |
(5-10) |
(5-10) |
(7-10) |
|
|
|
|
|
При фільтрації більше 3-4 см3 за 30 хвилин розчин попередньо обробляють полімерними реагентами ( КМЦ метас М-14 та ін.). Витрата їх на первинну обробку складає 2-3 кг/м3 в перерахунку на сухі речовини. Після стабілізування показників бурового розчину додаються інгібуючі домішки які відповідають типу готуючого розчину 5-10 л/м3 10%-ного водяного розчину солей алюмінія або 10%-ного розчину алюмокалієвих квасців. Показник рН при цьому знижується тому розчини обробляються відповідно каустичною содою або гідрооксидом калію до отримання рН 8,5-9,5.
Алюмокальцієві розчини (АЛКАР) як правило готують із використованого раніше бурового розчину використовуючи одноступеневу або двоступеневу обробки. Для цього відбирають середню пробу бурового розчину об’ємом 6 л для вибору виду обробки та підбору певної рецептури в лабораторії.
При двоступеневому переводі розчин до отримання в’язкості 40-50с, попередньо протягом циклу оброблюють комплексним лігносульфонатним реагентом який містить 20-25% лігносульфоната (ФХЛС) 1,5-2% каустичної соди 0,1-0,2% комбінованого ПАВ і до 100% води (морської технічної пластової). Порядок його приготування в глиномішалці наступний. У воду додають каустик і тільки після повного його розчинення вводять лігносульфонат і комбінований ПАВ.
На другій стадії здійснюють безпосередньо інгібування розчину цементною суспензією. В залежності від сортності портландцементів використовуються наступні рецептури інгібітора
у випадку швидкотужавіючих цементів 3%
у випадку повільного тужавіння цементів 4% .
Для приготування алюмокальцієвих розчинів в глиномішалці спочатку повністю розчиняється каустик а потім при постійному перемішуванні вводять цемент і отриману суспензію перемішують 1-1,5 год.
Підбір кількості інгібітора необхідного для обробка бурового розчину виконують в лабораторних умовах. Найкращою є максимальна в межах від 4 до 12% домішка яка не загущує розчин більше ніж на 10-15 с. Інгібітор вводять в буровий розчин поступово протягом 24 циклів.
При одноступеневому переводі всі необхідні реагенти змішуються разом в інгибуючу композицію якою обробляється буровий розчин. Інгібуюча композиція містить 20-25% лігносульфонатів 4-5% каустичної соди 1-2% комбінованого ПАВ 10-12% портландцемента і до 100% води.
Потрібна домішка інгібуючої композиції в буровому розчині складає 5-15 % і підбирається в лабораторних умовах. Оптимальною вважають домішку яка не спричиняє ні початкового ні наступного загущення.
В обидвох випадках інгібування необхідно цілеспрямовано проводити за 150-200 м до покрівлі відкладів колоїдальних глин.