Вопрос 41 Обращенные (инвертные) эмульсионные бр. Разновидности оэбр, особенности их состава, функции компонентов Инвертные эмульсии.
Эти эмульсии еще называют обратными, или эмульсиями второго рода, когда вода в виде мельчайших частиц распределена в нефти. Инвертные эмульсионные БР значительно дешевле растворов на нефтяной основе, менее чувствительны к попадающей в них в процессе бурения воде.
Свойства этих эмульсий легко регулируются, однако трудностью в использовании их является загустевание от избытка воды, а также обратимость при недостаточной стабилизации, т. е. превращение эмульсии второго рода в эмульсию первого рода.
Существует ряд рецептур инвертных эмульсионных буровых растворов с содержанием воды от 15 до 95 %. Одна из рецептур с высоким содержанием воды основана на применении высокоэффективного эмульгатора на основе таллового масла (эмультала). Состав такой эмульсии следующий: воды 70 - 95 %, эмультала 0,5 - 1,5 %, твердой фазы (окисленный петролатум или глина) 2 - 3 %, нефтяной фазы 5 - 30 % .
Растворы на нефтяной основе и инвертные эмульсии обладают инертностью к неустойчивым породам: они не растворяют пластовую соль, в них не размокает глина. Эти растворы имеют технологические преимущества перед буровыми растворами на водной основе, особенно при проходке неустойчивых солевых и глинистых пород. При использовании их практически не происходит размыва стенок скважины в процессе бурения мощных пластов соли, отсутствует кавернообразование, не набухают и не обрушиваются глинистые породы.
Кроме того, с применением растворов на нефтяной основе и инвертных эмульсий повышается скорость бурения, предупреждаются прихваты бурильной колонны. Особенно эффективно применение этих растворов при вскрытии и освоении продуктивных пластов. При этом сохраняется естественная проницаемость коллекторов, снижается время освоения скважин, повышается их
дебит.
Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.
59 вопрос. Вакумная дегазация Технологический процесс дегазации буровых растворов в двухкамерных вакуумных дегазаторах происходит следующим образом (рис.7). Поступающий из скважины газированный буровой раствор проходит грубую очистку от шлама и газа на вибрационном сите и попадает в первую емкость циркуляционной системы или в специальную емкость дегазатора. Всасывающий клапан под действием давления бурового раствора открывается, и раствор начинает поступать в дегазационную камеру. Для обеспечения дегазации бурового раствора достаточно включить вакуумный насос ВВН - 2. Так как в момент включения клапан - разрядник 5 находится в одном из крайних положений, то одна из дегазационных камер 3 подключена к вакуумному насосу, а вторая 3' сообщается с атмосферой. Работающий вакуумный насос создает в камере 3 разреженность, поэтому сливной клапан 1 закрыт под действием атмосферного давления.
Когда в камере 3 будет достигнута заданная величина вакуума, мембрана золотникового механизма 7, сжав пружину и заняв нижнее положение, переместит шток золотника и соединит мембранную полость всасывающего клапана 2 с вакуумным ресивером 6. После этого мембрана перемещается вверх, всасывающий клапан открывается, поступающая в дегазационную камеру жидкость очищается от газа и собирается в сборнике.
По мере заполнения сборника дегазированной жидкостью шток золотника 4 поплавкового регулятора перемещается под действием поплавка и системы рычагов, и при предельном уровне жидкости мембранная полость клапана -разрядника оказывается соединенной с вакуумным ресивером 6. Клапан -разрядник соединяет заполненную камеру 3 с атмосферой, а порожнюю камеру 3' подключает к вакуумному насосу при помощи клапана 2'. В этот момент дегазированный буровой раствор начинает выливаться в емкость через сливной клапан 1. Одновременно в камере 3' создается разрежение, и нагнетательный клапан 11 закрывается. Как только камера 3' заполнится буровым раствором, золотник 4' соединит мембранную полость клапана - разрядника с вакуумным ресивером и произойдет следующий цикл переключения камер.
Когда в камере 3 будет достигнута заданная величина вакуума, мембрана золотникового механизма 7, сжав пружину и заняв нижнее положение, переместит шток золотника и соединит мембранную полость всасывающего клапана 2 с вакуумным ресивером 6. После этого мембрана перемещается вверх, всасывающий клапан открывается, поступающая в дегазационную камеру жидкость очищается от газа и собирается в сборнике.
По мере заполнения сборника дегазированной жидкостью шток золотника 4 поплавкового регулятора перемещается под действием поплавка и системы рычагов, и при предельном уровне жидкости мембранная полость клапана -разрядника оказывается соединенной с вакуумным ресивером 6. Клапан
с
ливные
клапаны; 2, 2 - всасывающие клапаны; 3, 3 -
дегазационные камеры; 4, 41
- золотники регуляторов уровня; 5 -
клапан-разрядник; 6 - вакуумный ресивер;
7 - регулятор вакуума
разрядник соединяет заполненную камеру 3 с атмосферой, а порожнюю камеру 3' подключает к вакуумному насосу при помощи клапана 2'. В этот момент дегазированный буровой раствор начинает выливаться в емкость через сливной клапан 1. Одновременно в камере 3' создается разрежение, и нагнетательный клапан 11 закрывается. Как только камера 3' заполнится буровым раствором, золотник 4' соединит мембранную полость клапана - разрядника с вакуумным ресивером и произойдет следующий цикл переключения камер.
Технологический режим работы дегазатора зависит от многих факторов: реологических свойств бурового раствора, его газонасыщенности, подачи буровых насосов и др. Основные параметры режима работы дегазатора -глубина вакуума в камерах и количество обработанного бурового раствора