- •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
24.2 Склад і властивості інертно-емульсійних розчинів
ІЕР є емульсійно-суспензійні системи основними компонентами яких являються вуглеводневе дисперсійне середовище водяна дисперсна фаза поверхнево-активні речовини тверда фаза регулятори осмотичної активності водної фази.
В якості вуглеводневої фази можуть бути дизельне паливо марки “Л” чи “З” або розгазована нафта і продукти її переробки з температурою спалаху не нижче 70С.
Водна фаза в більшості представлена мінералізованою за CaCl2 (NaCl2MqCl2 ) технічною водою мінералізованою артезіанською водою пластовою водою (ропою).
В якості поверхнево-активних речовин (ПАР) застосовують
емультал; окислений петролатум або його 50% розчин в дизельному паливі; СМАД украмін; або його аналог ІКБ-2 високоокислений бітум алкілбензил-диметиламонний хлорид (АБДМ – хлорид).
Тверда фаза може бути представлена оксидом кальцію; меленим негашеним вапном; бентонітовим глинопорошком марки ПББ ПБВ; залізним купоросом; хлорним залізом; баритом не модифікованим; крейдою.
Регулятори осмотичної активності водної фази (мінералізатори) це хлористий кальцій, хлористий натрій, хлористий магній.
Рецептури ІЕР відрізняються номенклатурою ПАР та активних твердих речовин. Відношення водної і вуглеводневої фаз змінюється в діапазоні від 6040 до 4060. Склад ІЕР представлений в табл.24.1.
З метою забезпечення відповідності показників властивостей ІЕР певним геолого-технічним умовам кількісне співвідношення компонентів уточнюється в лабораторних умовах.
Основні показники властивостей ІЕР представлені в табл.24.2.
Таблиця 24.1 – Склад ІЕР
Матеріали та реагенти |
Одиниця вимірювання |
Розхід компонентів на 1 м3 ІЕР |
||||
ВІЕР |
ВІЕР з бітуумом |
ТІЕР |
Емульжел |
ГЕР |
||
Дизельне паливо (нафта) |
л |
400-450 |
400-450 |
350-360 |
450-500 |
400-420 |
Емультал |
л |
15-20 |
15-20 |
- |
- |
- |
СМАД |
л |
30-40 |
30-40 |
40-50 |
40-50 |
- |
Украмін |
кг |
- |
- |
- |
- |
40 |
ВО бітум |
кг |
- |
10-30 |
- |
- |
- |
АБДМ-хлорид |
кг |
- |
- |
10-15 |
- |
- |
окис кальцію |
кг |
- |
- |
20-30 |
5-15 |
- |
Глинопорошок |
кг |
10-15 |
10-15 |
20-30 |
- |
- |
Залізний купорос |
кг |
- |
- |
- |
10-15 |
- |
Технічна вода |
л |
390-410 |
360-400 |
470-500 |
300-350 |
420 |
Хлористий кальцій (хлористий магній) |
кг |
220-240 |
210-230 |
200-220 |
180-200 |
240 |
ГКЖ-10(11) |
л |
|
|
|
|
- |
Каустична сода |
кг |
|
|
|
|
- |
Крейда |
кг |
|
|
|
|
40 |
Оперативним показником стійкості ІЕР є величина глиноємкості яка визначається за кількістю бентонітового глинопорошку який може бути введений в розчин при перемішуванні протягом 0,5год. без зниження вихідного значення електростабільності. Величина глиноємкості повинна бути не нище 22,5%(маса від об’єму).
Температура спалаху ІЕР повинна бути не нижче 80С.
Процес приготування ІЕР складається з наступних етапів
– приготування водної фази
– приготування вуглеводневого дисперсійного середовища
– емульгування водної фази в вуглеводневому середовищі
– стабілізація емульсії активним твердим наповнювачем
обважнення ІЕР.
До початку приготування ІЕР циркуляційна система приймальні ємкості та ємкості для зберігання хімреагентів необхідно вичистити промити водою та перевірити на герметичність.
ІЕР готують безпосередньо на буровій. Головним вузлом є змішуюча ємкість обладнана 2-3 поворотними гідромоніторами. Над ємкостями і жолобами повинні бути навіси для захисту ІЕР від попадання атмосферних опадів. Подача рідких компонентів відбувається самоплином з мірних ємкостей. Порошкоподібні матеріали вводять з БПР через вакуумну змішуючу воронку або через ФСМ. Для прискорення приготування ІЕР використовують гідравлічний диспергатор який встановлюють на відводі лінії високого тиску бурового насосу з виходу в прийомну ємкість. Робочий тиск на диспергаторі повинен складати 7-8МПа. Водну фазу ( розчини солей CaCl2 NaCl або MqCl2 розчин сірчанокислого заліза або хлорного заліза ) готують раніше і зберігають в окремих ємкостях які мають злив в гідромішалку.
Технологія приготування різних систем ІЕР показана в табл. 24.3.
Приготовлено в гідромішалці порція ІЕР відкачується в запасні або приймальні ємкості і процес повторюється в тій же послідовності Водну фазу ( розчини солей CaCl2 NaCl або MqCl2 розчин сірчанокислого заліза або хлорного заліза ) готують раніше і зберігають в окремих ємкостях які мають злив в гідромішалку.
