- •Роль промывки и промывочных жидкостей при бурении нефтяных и газовых скважин.
- •Расскажите о технологическом регламенте промывки скважины на Вашей буровой.
- •Достоинства и недостатки буровых растворов на водной основе.
- •Разновидности буровых растворов на водной основе.
- •Достоинства и недостатки буровых растворов на нефтяной основе.
- •Разновидности буровых растворов на нефтяной основе.
- •Рецептура, область применения малоглинистых буровых растворов.
- •Вариационный ряд основных свойств промывочных жидкостей по значимости.
- •Классификация утяжелителей буровых растворов.
- •Категории ингибированных систем по влиянию на устойчивость глинистых пород.
- •Классификация горных пород и рекомендуемые типы бурового раствора.
- •Эмульсионные растворы на нефтяной основе (состав, свойства, получение и применение).
- •Структурно-реологические показатели буровых растворов на нефтяной основе.
- •Рецептура бурового раствора для неустойчивых набухающих глинистых пород.
- •Эмульсионные растворы на нефтяной основе стабилизированные мылами органических кислот.
- •Основные и дополнительные материалы для приготовления буровых растворов.
- •Объясните, почему флотационные бариты хуже гравитационных баритов.
- •Какие основные свойства промывочных жидкостей необходимы при составлении технологического регламента промывки скважины?
- •Содержание технологического регламента промывки скважины.
- •Опишите современную технологическую схему приготовления бурового раствора.
- •Опишите элементы циркуляционной системы на Вашей буровой.
- •Какие узлы циркуляционной системы предназначены для очистки бурового раствора от шлама?
- •Зачем необходимо удалять твердую фазу из промывочной жидкости?
- •Как происходит отделение от шлама утяжеленных баритом растворов?
- •Опишите устройство вибросита и основные технические параметры его работы.
- •Опишите устройство гидроциклона-пескоотделителя и основные технические параметры его работы
- •Опишите устройство гидроциклона-илоотделителя и основные технические параметры его работы
- •Двухступенчатая очистка бурового раствора
- •Трехступенчатая очистка бурового раствора
- •Объясните алгоритм расчета размера ячеек сетки вибросита в зависимости от массы выбуренной породы и пропускной способности вибросита.
- •Объясните алгоритм расчета параметров работы гидроциклона в зависимости размера частиц и вязкости бурового раствора.
- •Объясните необходимость дегазации бурового раствора.
- •Опишите схему дегазации бурового раствора.
- •Как очистить буровой раствор от барита и химических реагентов?
- •Каким основным требованиям должен отвечать буровой раствор, применяемый при бурении скважин?
- •Содержание технологического регламента буровых растворов и предпосылки для его составления.
- •Основные требования к характеристикам при выборе типа бурового раствора.
- •Выбор вида промывочной жидкости, его состава и свойств.
- •Какие факторы влияют на технологические параметры промывки, скорость и режим течения бурового раствора..
- •Основные критерии, используемые при выборе режима промывки скважин.
- •Требования к гидравлической мощности, срабатываемой на долоте, и способы ее повышения.
- •Охарактеризуйте основные направления совершенствования технологии промывки скважин.
- •Классификация тампонажных материалов и смесей
- •Требования к минеральным вяжущим веществам, применяемым для приготовления тампонажных растворов.
- •Какие химические вещества, называются базовыми тампонажными материалами, дайте им краткую характеристику.
- •Характеристика тампонажных материалов по физико-химической природе температуре применения, плотности и характеру применения.
- •Дайте характеристику тампонажных материалов по температуре применения, особым свойствам и области применения.
- •Основные типы классификации тампонажных цементов.
- •Классификация тампонажных цементов по величине собственных объемных деформаций при твердении, по стойкости к агрессивному воздействию на тампонажный камень пластовых сред.
- •Охарактеризуйте портландцемент как базовый тампонажный материал.
- •Химический и минералогический составы портландцементного клинкера.
- •От каких важнейших факторов зависят свойства портландцемента?
- •Методы определения минералогического состава клинкера.
- •Основные типы добавок, используемых для регулирования свойств портландцемента.
- •Основные разновидности портландцемента и их характеристика.
- •Дайте характеристику быстротвердеющий портландцементу.
- •Дайте характеристику гидрофобному портландцементу.
- •Дайте характеристику пуццолановым цементам.
- •Состав, свойства и способ получения глиноземистых цементов.
- •Состав, свойства и способ получения шлакопортландцементов.
- •Состав, свойства и способ получения магнезиального цемента.
- •Состав, свойства и способ получения термостойких тампонажных цементов.
- •Состав, свойства и способ получения белито-кремнеземистых цементов.
- •Состав, свойства и способ получения шлако-песчаных цементов.
- •Состав, свойства и способ получения известково-кремнеземистых цементов.
- •Способы получения расширяющихся тампонажных цементов.
- •Способы получения расширяющихся тампонажных цементов из портландцемента.
- •Облегченные тампонажные цементы и растворы (типы, получение, область применения).
- •Гельцементные растворы (состав, свойства и получение).
- •Цементные растворы с кремнеземистыми облегчающими добавками.
- •Глиноземистые цементы состав, свойства и получение).
- •Аэрированные тампонажные растворы (состав, свойства и применение).
- •Утяжеленные цементы, принципы получения и области применения.
- •Утяжеленные тампонажные цементы и шлако-баритовые растворы.
- •Дисперсно-армированные тампонажные цементы (состав, свойства и применение).
- •Разновидности химических реагентов для модифицирования тампонажных цементов.
- •Ускорители схватывания и твердения тампонажных цементов (основные представители, дозировка, условия применения).
- •Замедлители схватывания и твердения тампонажных цементов (основные представители, дозировка, условия применения).
- •Тампонажные растворы, затворенные на концентрированных растворах солей (типы солей, дозировка, способ приготовления).
- •Обращенные нефтеэмульсионные цементные растворы (состав, свойства и применение).
- •Нефтецементные растворы (состав, свойства и применение).
- •Технология приготовления тампонажных растворов.
- •Тампонажные растворы на основе полимеров (типы, состав и способ приготовления).
- •Тампонажные растворы на основе вяжущих веществ (типы, состав и способ приготовления).
- •Вязкая тампонажная паста (типы, состав, приготовление, применение).
- •Оборудование для приготовления тампонажных растворов.
- •Контроль качества тампонажных материалов (требования нормативных документов).
-
Аэрированные тампонажные растворы (состав, свойства и применение).
Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением. При использовании аэрированных тампонажных растворов БЖ также аэрируются. Наиболее часто используются ВУС на основе акриловых полимеров ( ПАА, гипан и др.) с добавкой хлорида кальция ( быстро набирающие упругие свойства) или сульфата алюминия ( 2 - 3 %) и хлорида кальция 20 % ( медленно набирающие упругие свойства), или стабилизированного глинистого раствора
В качестве циркулирующего агента для неглубоких скважин, в которых исключается возможность встречи в разрезе газоносных или нефтеносных пластов, используют сжатый воздух, подаваемый в скважину от установленных на поверхности компрессоров, или применяют аэрированную промывочную жидкость. Если при бурении появляется необходимость вскрывать газоносные или нефтяные пласты, то бурить с очисткой забоя воздухом не рекомендуется, так как сжатый воздух в смеси с естественным газом может образовать гремучие и легковоспламеняющиеся смеси. В этом случае в качестве циркулирующего агента можно применять любой газ, который совместно с естественным газом или парами нефти не может дать гремучий газ или легковоспламеняющиеся смеси, а также аэрированную промывочную жидкость.
-
Утяжеленные цементы, принципы получения и области применения.
Подбор рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями связан с большими трудностями в результате отсутствия специальных утяжеленных цементов. Такие цементы готовят на буровом предприятии смешением тампонажного цемента и утяжеляющей добавки - кварцевого немолотого песка, магнетитового песка. В последнее время для цементирования скважин с аномально высокими давлениями разработаны и изготовляются заводским способом утяжеленные цементы, представляющие собой тщательно приготовленную смесь вяжущего материала и утяжеляющей добавки.
Утяжеленные цементы предназначены для цементирования нефтяных и газовых скважин с пластовыми температурами 80-220 °С, в том числе для изоляции соленосных отложений, сложенных галитом и галитом с примесью солей магния. При необходимости температурный диапазон использования цементов может быть расширен до 300°С. Вяжущей основой в цементе является доменный шлак, активирующей добавкой - портландцемент или клинкер, утяжелителем - железная руда. Максимальная прочность обеспечивается при содержании руды в смеси 50- 60%. Исследования показали, что цементы совместного и раздельного помолов по качеству равноценны. Для получения раствора плотностью 2060-2150 кг/м3 оптимальная удельная поверхность цемента должна быть 220-240 м2/кг. Чтобы получить раствор плотностью 2160-250 кг/м3, необходим цемент более грубого помола с удельной поверхностью 200±10 м2/кг. При использовании в качестве вяжущей основы обычных шлаков плотностью 2850-2950 кг/м3 плотность утяжелителя должна быть не менее 4200 кг/м3. Желательно иметь утяжеляющую добавку плотностью 4500-4600 кг/м3. В этом случае можно получить композицию цемента, дающую раствор плотностью 2300-2400 кг/м3. При температуре 70-80°С цементы можно использовать без замедлителей сроков схватывания, так как начало схватывания в этих условиях не менее 2 ч. При 120°С добавки 0,1 - 0,2 % ССБ и хромпика вполне достаточны для получения начала схватывания раствора 2-5 ч. Добавка ССБ и хромпика пластифицирует цементный раствор, в результате чего снижаются гидравлические сопротивления в процессе закачки раствора в скважину. Утяжеленные растворы имеют пониженное против обычных цементов водосодержание и, как правило, должны применяться с добавками пластификаторов. Утяжеленные цементы выпускаются Константиновским заводом утяжелителей и спеццементов Миннефтепрома (Россия). Для регулирования сроков схватывания, кроме ССБ, хромпика, гипана, могут применяться СВК, ВКК, дубители, окзил, КССБ и др. Добавку реагентов, загущающих раствор, следует ограничивать или вводить их в раствор в комбинации с разжижителями, например КМЦ- CCБ. Цементы затворяются на пресной минерализованной воде или на насыщенном растворе хлористого натрия.