Вимоги до звіту

У звіті повинні бути наведені:

– теоретичні відомості про область застосування, склад 1 м³, порядок приготування, регулювання параметрів та переваги і недоліки бурового розчину.

• таблиця з результатами вимірювання.

• висновки.

Контрольні запитання

1 які розчини називаються хлоркалієвими?

2 Для яких умов рекомендується застосовувати хлоркалієві розчини?

3 Вказати склад хлоркалієвого розчину та кількість хімічних реагентів для його приготування?

4 Описати порядок приготування хлоркалієвого розчину?

5 Які особливості приготування хлоркалієвого розчину?

6 Яка термостійкість хлоркалієвого розчину?

7 Вказати переваги хлоркалієвого розчину.

8 Вказати недоліки хлоркалієвого розчину.

9 В яких межах слід підтримувати концентрацію іонів калію для забезпечення його інгібуючої дії?

10 Яким чином можна регулювати умовну в’язкість, реологічні параметри та фільтрацію хлоркалієвого розчину?

11 Яка розчинність хлористого калію?

7.6 Полімерхлоркалієві розчини

Мета роботи: вивчити призначення, склад одного кубометра, порядок приготування та регулювання параметрів полімерхлоркалієвого розчину.

Глинисті суспензії з невеликим вмістом твердої фази, які оброблені полімером понижувачем фільтрації, розріджувачем, хлористим калієм та флокулянтом, називають полімерхлоркалієвими розчинами.

Область застосування. В основному застосовують такі розчини для розбурювання нестійких, сильно набухаючих глинистих відкладів.

Склад розчину. Для приготування 1 м³ розчину необхідно:

1. Н₂О – решта.

2. ПБ - 40¸50 кг;

3. КОН – 3-5 кг;

4. КМЦ-600 – 5-6 кг;

5. КССБ - 30¸50 кг;

6. КCl – 30¸50 кг;

7. МАС-200 – 2-5 л (5% вуглеводневої суспензії);

8. ПАА - 25¸50 л (0,5%-ного водного розчину);

9. Нафта - 80¸100 л.

Порядок приготування розчину. У попередньо гідратовану глинисту суспензію вводять концентрований водний розчин гідроксиду калію, доводячи рН до 9¸10, після чого додають КМЦ у вигляді 5-10% водного розчину, перемішують протягом 10 хв. до повного розчинення реагента. Після обробки КМЦ розчин дещо гусне, тому вводимо КССБ у вигляді 10-20% водного розчину, повільно перемішуємо протягом 10 хв. вручну, щоб запобігти спінюванню розчину або одночасно з КССБ вводимо піногасник. Після ретельного перемішування в розчин вводять хлористий калій.

При потребі у розчин вводять мастильні домішки та обважнювач.

При введенні хлористого калію розчин загущується. Для відновлення властивостей промивної рідини розчин необхідно ретельно перемішати протягом 10-15 хв.

Після цього вимірюють параметри розчину, які орієнтовно повинні бути такі:

= 1060¸2200 кг/м³; Т = 25¸70с; = 5¸40 дПа;

= 7¸160 дПа; = 4¸8 см³; рН = 9,0¸10,0.

Якщо виміряні параметри розчину відповідають наведеним вище, то приготовлений розчин обробляють 0,5%-ним водним розчином ПАА. Після перемішування розчину повторно виміряють умовну в’язкість, СНЗ₁ та роблять висновок про величину флокуляції, яка утворилась під дією ПАА.

Якщо у процесі буріння свердловини статичне напруження зсуву нижче 5 дПа, то після відробки долота необхідно свердловину спочатку промити протягом часу t_пр ≥0,5t_ц, а потім піднімати бурильну колону зі свердловини.

Регулювання параметрів розчину. У процесі буріння свердловини регулярно замірюють параметри розчину ( -через 1 годину; - 1¸2 рази в зміну) і порівнюють їх з величинами, наведеними в ГТН. При необхідності приймають рішення про хімічну обробку розчину. Регулювання параметрів розчину проводять шляхом роздільного або одночасного введення реагентів.

У міру загущення промивної рідини в’язкість та структурно-механічні показники зменшують домішкою НТФ (0,01¸0,03 кг/м³) або технічної води.

При збільшенні фільтрації вище допустимої величини розчин обробляють полімерами із розрахунку: КМЦ – 0,1¸0,2%; метас – 0,08¸0,15%; НР-5 – 0,1¸0,15%. Нерідко регулювання параметрів полімер-глинистих розчинів здійснюють з допомогою комплексного реагенту НР-5 + ПАА + НТФ.

Для покращання мастильних властивостей в розчин вводять від 4 до 10 % нафти разом з емульгатором (0,1¸0,5% від об’єму нафти).

Регулювання вмісту тонкодисперсної фази в розчині проводять з допомогою полімерів-флокулянтів, наприклад ПАА або ДК-Дрілу 1А, 15А, які вводять в розчин у вигляді 0,5%-ного водного розчину.

При зниженні концентрації колоїдної фази нижче допустимої межі (2%) у розчин вводять попередньо гідратовану глинисту суспензію з вмістом бентонітового глинопорошку до 1%.

Переваги розчину:

1. Розчин є ефективним при розкритті горизонтів, схильних до обвалювання та осипання стінок свердловини.

2. Запобігає диспергуванню шламу вибурених глинистих порід та підвищенню вмісту колоїдної фази у розчині.

3. низький вміст твердої фази у розчині сприяє покращанню показників буріння свердловини.

4. при невеликій загальній фільтрації розчин має відносно велику миттєву фільтрацію, яка сприяє збільшенню проходки на долото та механічної швидкості буріння.

Недоліки розчину:

1 Часті домішки ПАА збільшують вартість розчину.

Оформлення результатів

1 Заміряти параметри вихідної глинистої суспензії (густину, умовну в’язкість, СНЗ₁, фільтрацію), результати вимірювань занести у таблицю 7.5.

2 Приготувати буровий розчин відповідно до методичних вказівок, заміряти його параметри і результати занести у таблицю 7.5.

3 Порівняти отримані дані з регламентованими.

4 У випадку, коли параметри приготовленого розчину суттєво відрізняються від регламентованих, то вибираємо подальший напрям регулювання параметрів.

5 Зробити висновок про якість приготовленого розчину.

Таблиця 7.5 – Результати вимірювань параметрів розчину

назва параметру, розмірність	Параметри вихідного розчину	Параметри приготовленого розчину	Регламентовані параметри
Густина, кг/м3
Умовна в’язкість, с
СНЗ1, Па
Фільтрація, см3/30 хв.