4. Структура и содержание дисциплины

Содержание теоретического раздела дисциплины Б3.В.2.2. «Буровые технологические жидкости» включает темы лекционных занятий общей трудоемкостью 26 часа, темы практических занятий общей трудоемкостью 6 часа и лабораторных занятий общей трудоемкостью 14 часа (табл. 3).

Таблица 3 -Темы лекционных и практических занятий, лабораторных работ

№ п./п	Название модуля дисциплины	Объем, ч.
		ЛК	ПР	ЛБ
1	Модуль 1. Введение. Роль и значение буровых работ. Способы удаления продуктов разрушения. Очистные агенты.	2		2
2	Модуль 2. Функциональные свойства буровых растворов и их оценка	4		2
3	Модуль 3. Материалы для приготовления и регулирования свойств буровых растворов.	4		2
4	Модуль 4. Типы очистных агентов и их возможности.	4		2
5	Модуль 5. Приготовление и очистка буровых растворов	2		2
6	Модуль 6. Буровые тампонажные растворы	6	4	4
7	Модуль 7. Основы экологизации и оптимизации качества буровых промывочных и тампонажных растворов	4	2
Всего, часов		26	6	14

1. Модуль 1. Введение 2 (часа)

Содержание и задачи дисциплины, ее роль в подготовке специалистов по бурению нефтяных и газовых скважин, структура и связь с другими дисциплинами.

1.1. Общие сведения о способах удаления продуктов разрушения и об очистных агентах

Общая характеристика гидравлического, пневматического и комбинированного (гидропневматического) способов удаления продуктов разрушения при бурении. Краткая история развития области знания о способах удаления продуктов разрушения и очистных агентах: буровых растворах, газообразных агентах и газожидкостных смесях.

1.2. Современные функции буровых растворов и требования,

предъявляемые к ним

Основные функции: очистка забоя скважины от шлама и транспортирование его на поверхность, охлаждение породоразрушающего инструмента, передача энергии гидравлическим забойным двигателям.

Дополнительные функции: обеспечение устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважины, создание статического равновесия в системе «ствол скважины - пласт», удержание частиц разрушенной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции, снижение сил трения между контактирующими в скважине поверхностями и их износа.

Требования: интенсификация процесса разрушения горных пород на забое скважины, предотвращение коррозии бурового инструмента и оборудования, сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии, обеспечение получения достоверной геолого-геофизической информации, устойчивость к возмущающим воздействиям, пожаробезопасность, экологичность, рентабельность и др.

1.3. Основы физико-химии очистных агентов

Понятие об очистных агентах, как гомогенных (однофазных) и гетерогенных (многофазных) физико-химических системах. Компоненты и составные части гомогенных систем. Показатели, характеризующие степень измельчения вещества. Классификация физико-химических систем по степени дисперсности. Классификация гетерогенных дисперсных систем с жидкой дисперсионной средой по агрегатному состоянию дисперсной фазы.

Классификация очистных агентов, как физико-химических систем, по числу фаз, агрегатному состоянию дисперсионной среды и ее характеру (природе), агрегатному состоянию дисперсной фазы и другим признакам (степени и составу минерализации дисперсионной среды, количеству дисперсной фазы, способу ее получения, способу приготовления буровых растворов).

Модуль 2. Функциональные свойства буровых растворов и их оценка ( 4 часов)

2.1. Плотность

Определение плотности, размерность. Роль плотности бурового раствора в создании статического равновесия в системе «ствол скважины - пласт», в обеспечении устойчивости стенок скважин, в удержании частиц шлама во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции, в очистке забоя скважины от частиц разрушенной породы и бурового раствора от шлама в очистной циркуляционной системе.

Общие требования к значениям плотности бурового раствора с позиций получения высоких технико-экономических показателей буровых работ и действующих правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Устройство ареометра АБР-1, рычажных весов-плотномера ВРП-1 и порядок работы с ними.

2.2. Структурно-механические свойства

Понятие о бесструктурных (золи) и структурированных (гели) буровых растворах. Явление тиксотропии. Определение статического напряжения сдвига (СНС), размерность. Связь между величиной СНС и размером частиц шлама, удерживаемых во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции. Влияние СНС на условия очистки бурового раствора от шлама на поверхности, на величину и амплитуду колебаний давления в скважине при СПО и пуске бурового насоса. Общие требования к величине СНС. Устройство прибора СНС-2 и порядок работы с ним. Понятие о коэффициенте тиксотропии.

2.3. Реологические свойства

Понятие о вязкости, ламинарном (струйном) и турбулентном режимах течения потока бурового раствора и градиенте скорости сдвига. Закон внутреннего трения Ньютона. Реограмма ньютоновской жидкости, показатель ее реологических свойств, его графическое представление и размерность.

Реограмма псевдопластичной жидкости. Закон Оствальда - де Ваале. Показатели реологических свойств псевдопластичной жидкости, их физическая суть, графическое представление и размерности.

Реограмма вязкопластичной жидкости. Закон Бингама - Шведова. Показатели реологических свойств вязкопластичной жидкости, их физическая суть, графическое представление и размерности.

Схема и принцип работы ротационного вискозиметра. Определение касательных напряжений и скоростей сдвига в кольцевом зазоре вискозиметра.

Понятие об эффективной вязкости. Определение эффективной вязкости псевдопластичных жидкостей в различных каналах циркуляционной системы скважины.

Методика расчета значений пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, коэффициента пластичности, показателя неньютоновского поведения, показателя консистенции, эффективной вязкости при скорости сдвига равной 100 с^-1 и эффективной вязкости при полностью разрушенной структуре по результатам реометрических измерений. Марки применяемых ротационных вискозиметров, их возможности и недостатки.

Схема и принцип работы капиллярного (трубчатого) вискозиметра.

Область применения капиллярных вискозиметров, их достоинства и недостатки. Устройство полевого вискозиметра ВБР-1. Методика определения условной вязкости бурового раствора.

Влияние показателей реологических свойств бурового раствора на

степень очистки забоя скважины от шлама, степень охлаждения породоразрушающего инструмента, транспортирующую способность потока, величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины и гидродинамического давления на ее забой и стенки в процессе бурения; амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны; интенсивность обогащения бурового раствора шламом и др.

Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств буровых растворов.

2.4. Фильтрационно-коркообразующие свойства

Сущность процесса фильтрации и коркообразования в скважинах. Понятие о статической, динамической и мгновенной фильтрации. Влияние гранулометрического состава твердой фазы, растворенных солей и реагентов - понизителей фильтрации на проницаемость фильтрационных корок. Осложнения, связанные с образованием на стенках скважин рыхлых и толстых фильтрационных корок и поступлением в пласт больших объемов фильтрата. Определение показателя фильтрации, его размерность. Устройство прибора ВМ-6 и порядок работы с ним. Зависимость объема фильтрата от перепада давления, температуры и свойств фильтрата. Способы ускоренного определения показателя фильтрации. Марки приборов, позволяющих оценивать показатель фильтрации при высоких давлениях и температурах. Способы оценки толщины, коэффициента проницаемости и прихватоопасности фильтрационных корок.

2.5. Электрохимические свойства

Понятия об удельном электрическом сопротивлении и электростабильности (напряжении электропробоя) буровых растворов. Требования к значениям этих показателей, приборы для их определения. Влияние концентрации ионов водорода на свойства буровых растворов, эффективность действия химических реагентов, устойчивость стенок скважин в глинистых отложениях, проницаемость продуктивных горизонтов, интенсивность коррозии стальных и легкосплавных бурильных труб. Сущность и область применения колориметрического и электрометрического способов определения рН.

2.6. Триботехнические свойства

Влияние трения между контактирующими в скважине поверхностями на основные показатели и процессы бурения. Возможности буровых растворов в снижении сил трения. Принципиальные схемы существующих трибометров и сущность методик определения коэффициента трения по затратам мощности, с помощью моментомера и динамометра, по углу отклонения маятника и наклона желоба.

2.7. Ингибирующая, диспергирующая и консолидирующая

способность

Понятие об ингибирующей способности буровых растворов. Основные причины потери устойчивости глинистых пород при их обнажении. Сущность процессов концентрационного осмоса, электроосмоса и адсорбционного всасывания. Существующие группы показателей оценки ингибирующей способности: показатели набухания, влажности и деформации естественных и искусственных образцов глинистых пород, контактирующих с исследуемой средой. Методика определения показателя увлажняющей способности, ее достоинства и недостатки.

Понятие о диспергирующей способности буровых растворов. Взаимосвязь между диспергирующей и ингибирующей способностью.

Консолидирующая (крепящая) способность буровых растворов, ее роль в обеспечении устойчивости стенок скважин в генетически слабосвязанных и тектонически разрушенных породах, методика оценки.

Модуль 3. Материалы для приготовления и регулирования свойств

буровых растворов (4 часа)

3.1. Глины

Главные отличительные признаки глин и их химический состав. Основные глинистые минералы и их отличительные особенности. Структурные элементы кристаллической решетки основных глинистых минералов. Типы кристаллических решеток.

Строение и особенности кристаллической решетки и свойств монтмориллонита. Натриевый и кальциевый монтмориллонит. Обменные катионы, обменная способность глин, общая величина обменного комплекса.

Строение кристаллической решетки и свойства гидрослюды и каолинита. Основные особенности палыгорскита.

Показатели качества (сортности) глин: выход глинистого раствора, катионообменная способность, коэффициент коллоидальности. Глинопорошки, их разновидности и преимущества перед комовыми глинами.

3.2. Утяжелители

Назначение и основные показатели качества утяжелителей. Виды утяжелителей (карбонатные, баритовые, железистые, свинцовые, комбинированные), область применения.

3.3. Наполнители (закупоривающие материалы)

Назначение, виды наполнителей (волокнистые, гранулярные, чешуйчато-пластинчатые и др.) и технология их применения. Методика определения закупоривающей способности буровых растворов с наполнителями.

3.4. Показатели оценки качества материалов

Концентрация твердой фазы и частиц коллоидных размеров. Причины снижения механической скорости бурения и проходки на долото с увеличением концентрации и степени дисперсности твердой фазы бурового раствора. Сущность методик определения концентрации твердой фазы с помощью установки ТФН-1 и частиц коллоидных размеров путем адсорбции ими метиленовой сини.

Концентрация загрязняющих буровой раствор примесей. Загрязнение бурового раствора посторонними твердыми примесями («песком»). Необходимость ограничения концентрации «песка» в растворе. Устройство отстойника ОМ-2 и порядок работы с ним.

Пути поступления газа в буровой раствор и необходимость контроля за его концентрацией. Устройство прибора ПГР-1 и порядок работы с ним. Определение концентрации газа методом разбавления.

3.5. Химические реагенты

Назначение химических реагентов. Классификация реагентов по химическому составу: полисахариды, акриловые полимеры, лигносульфонаты, реагенты на основе гидролизного лигнина, гуматные реагенты, кремнийорганические жидкости, электролиты, ПАВ, комбинированные реагенты.

Классификация химических реагентов по характеру действия на свойства буровых растворов: понизители фильтрации, понизители вязкости, структурообразователи (загустители), регуляторы щелочности, пенообразователи, пеногасители, эмульгаторы, понизители твердости пород, ингибиторы гидратации глин, флокулянты, ингибиторы коррозии, термостабилизирующие добавки, антисептики (бактерициды), понизители жесткости воды, смазочные добавки.

Механизм действия основных типов химических реагентов: понизителей фильтрации и вязкости, структурообразователей. Классификация реагентов по термо- и солестойкости.

Понятие о поверхностной энергии и поверхностном натяжении. Механизм самопроизвольного уменьшения поверхностной энергии. Свойства поверхностно-активных веществ (ПАВ). Роль ПАВ в сохранении устойчивости дисперсных систем. Устройство прибора П.А. Ребиндера и порядок работы с ним. Определение величины поверхностного натяжения на границе раздела «фильтрат - воздух» и «фильтрат - нефть» с помощью сталагмометра.

Краткая характеристика химических реагентов (физическое состояние, цвет, запах; условия и технология применения, транспортирования и хранения; опасность для здоровья и окружающей среды, проверка качества), наиболее широко используемых в бурении.

3.6. Физико-химические основы регулирования свойств

буровых растворов

Понятие об агрегативной и кинетической устойчивости дисперсных

систем. Сущность электростатического, адсорбционно-сольватного и структурно-механического факторов, определяющих агрегативную устойчивость дисперсных систем.

Факторы, обусловливающие сохранение кинетической (седиментационной) устойчивости разбавленных и концентрированных суспензий. Показатели оценки седиментационной устойчивости буровых растворов: стабильность и суточный отстой, методика их определения, размерности.

Влияние внешних возмущающих воздействий: электролитной агрессии, шлама выбуренных пород, давления, температуры, деструкции полимерных реагентов, частоты вращения бурильной колонны и др. на устойчивость дисперсных систем.

Способы повышения устойчивости гетерогенных буровых растворов и регулирования их свойств: механическая, гидродинамическая, ультразвуковая, электрохимическая, электромагнитная, электрогидравлическая и электроимпульсная активация; разбавление и концентрирование; обработка химическими реагентами. Расчеты, связанные с обработкой буровых растворов химическими реагентами.

Модуль 4. Типы очистных агентов и их возможности (4 часа)

4.1. Гомогенные (однофазные) очистные агенты

Техническая вода. Показатели оценки качества воды для целей бурения. Требования к качеству воды с точки зрения использования ее в качестве основы для приготовления буровых растворов и в качестве самостоятельного очистного агента. Достоинства и недостатки технической воды, как очистного агента, условия ее целесообразного применения.

Полимерные растворы. Определение полимерных растворов. Основные качества, обусловливающие успешное использование полимерных растворов в бурении: псевдопластичность, протекание процесса флокуляции, эффект Томса и др. Недостатки полимерных растворов и область их рационального применения.

Водные растворы электролитов (солей). Назначение, составы, особенности технологических свойств, преимущества и недостатки.

Водные растворы ПАВ. Сущность эффекта П.А. Ребиндера. Механизм снижения сил трения добавками ПАВ. Марки наиболее широко используемых ПАВ. Область применения растворов ПАВ, их недостатки.

Нефть и продукты ее переработки. Назначение. Состав нефти и ее основные свойства. Мероприятия по повышению пожаробезопасности при использовании нефти. Наиболее широко применяемые нефтепродукты.

Газообразные агенты. Сущность пневматического способа удаления продуктов разрушения, его преимущества перед гидравлическим способом, недостатки, условия и область рационального применения. Разновидности газообразных агентов (сжатый воздух, выхлопные газы, азот, природный газ) и их назначение.

4.2. Гетерогенные (многофазные) буровые растворы

Глинистые растворы. Факторы, обусловливающие широкое использование глинистых растворов в качестве очистных агентов. Виды глинистых растворов: полимерглинистые, утяжеленные, ингибирован-ные (известковые, гипсоизвестковые, хлоркалиевые, гипсокалиевые, хлоркальциевые, алюмокалиевые и др.), соленасыщенные. Компонентный состав, особенности технологических свойств и область рационального применения каждого из них.

Определение расхода глины и воды для получения глинистого раствора заданной плотности. Расчеты, связанные с регулированием плотности глинистого раствора концентрированием и разбавлением.

Буровые растворы с конденсированной твердой фазой. Сущность конденсационного способа получения коллоидных растворов. Технология приготовления гидрогеля магния, особенности его функциональных свойств и область использования.

Растворы на углеводородной основе (РУО). Компонентный состав РУО. Преимущества РУО перед растворами на водной основе. Известково-битумные растворы (ИБР), их рецептуры, основное назначение и недостатки.

Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР), их отличия от ИБР, разновидности, область применения и основные недостатки.

Газожидкостные смеси. Сущность гидропневматического способа удаления продуктов разрушения. Способы аэрации буровых растворов и создания циркуляции газожидкостных смесей в скважине. Разновидности газожидкостных смесей (аэрированные буровые растворы, пены) и их отличительные признаки. Критерии оценки пенообразующей способности ПАВ. Сущность метода Росса-Майлса.

Плотность, стабильность (устойчивость), коррозионная активность, электропроводность, выносная способность; реологические, теплофизические свойства пены и методы их оценки. Составы пен и пенообразующих растворов. Способы разрушения (гашения) пены.

Основные отличительные особенности аэрированных буровых растворов и пен перед другими типами очистных агентов, их недостатки и область рационального применения.

Модуль 5. Приготовление и очистка буровых растворов (2 часа)

5.1. Приготовление буровых растворов

Технические средства (механические мешалки лопастного типа, фрезерно-струйные мельницы; гидравлические мешалки - эжекторные, гидромониторные, вихревые) и технология приготовления различных типов буровых растворов. Оборудование для размещения и перемешивания бурового раствора в составе наземной циркуляционной системы буровых установок. Требования к охране труда при приготовлении буровых растворов.

5.2. Очистка бурового раствора от шлама

Классификация способов очистки буровых растворов от шлама: естественные, принудительные (механические, гидравлические, химические и др.) и комбинированные. Сущность очистки бурового раствора с помощью вибросит. Факторы, определяющие пропускную способность вибросит. Устройство и принцип работы гидроциклона. Факторы, определяющие пропускную способность гидроциклона и обеспечиваемую им степень очистки. Песко- и илоотделители, размеры удаляемых ими частиц шлама. Принципиальная схема центрифуги, ее достоинства и недостатки. Сущность трех- и четырехступенчатой систем очистки буровых растворов.

5.3. Очистка бурового раствора от газа

Классификация способов очистки бурового затвора от газа (дегазации). Устройство газового сепаратора, принцип его работы и область применения. Общая схема вакуумного дегазатора; принцип, режим и эффективность его работы.

Модуль 6. Буровые тампонажные растворы (6 часов)

6.1. Общие сведения о тампонажных растворах. Функции

тампонажных растворов. Требования, предъявляемые к тампонажному раствору и тампонажному камню.

Понятие о тампонажном растворе как о гетерогенной полидисперсной системе. Состав дисперсной фазы и дисперсионной среды (жидкости затворения) тампонажного раствора. Понятие о тампонажном камне. Функциональное назначение химических реагентов, вводимых в жидкость затворения. Понятие о водоцементном отношении.

Функции тампонажных растворов: закрепление обсадных колонн и защита их от коррозионного воздействия пластовых флюидов; изоляция друг от друга и от дневной поверхности пластов с различными видами флюидов или с одним вид флюида, имеющим разные свойства; создание искусственных забоев и разделительных пробок в стволе скважины, ликвидация поглощений бурового раствора, закрепление стенок скважин в потенциально неустойчивых породах.

Требования к тампонажному раствору: легко транспортироваться в заданный интервал скважины, обладать минимальной фильтрацией; быть нетоксичным, седиментационно устойчивым и химически инертным; по окончании транспортирования в заданный интервал скважины максимально быстро превращаться в тампонажный камень, легко смываться с технологического оборудования.

Требования к тампонажному камню: быть трещинно-, коррозионно- и термостойким, практически непроницаемым для жидкостей и газов, достаточно прочным и в то же время легко разбуриваться; обладать хорошей сцепляемостью (адгезией) с металлом и горными породами, не давать усадки при твердении.

6.2. Краткая характеристика основных вяжущих веществ и добавок к ним

Назначение вяжущих веществ.

Портландцемент. Состав смеси для получения портландцемента. Понятие о клинкере и клинкерных минералах. Основные клинкерные минералы: четырехкальциевый алюмоферрит, трехкальциевый алюминат, двухкальциевый силикат, трехкальциевый силикат. Технология их получения. Краткая характеристика клинкерных минералов. Понятие об алите и белите, их главные свойства. Добавки, вводимые при помоле портландцементного клинкера.

Исходные компоненты для получения, достоинства, недостатки и область рационального использования в качестве вяжущих веществ глиноземистого цемента, цемента на основе металлургических (доменных) шлаков, известково-кремнеземистого цемента, гипса, магнезиального цемента, органических вяжущих веществ (синтетических смол).

Краткая характеристика добавок к вяжущим веществам. Химически активные добавки: природные (осадочные, вулканические) и искусственные. Инертные добавки: облегчающие утяжеляющие, закупоривающие.

6.3. Тампонажные цементы

Определение тампонажного цемента.

Классификация тампонажных цементов по температуре применения, плотности тампонажного раствора и устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод.

ПТЦ – портландцемент тампонажный (ГОСТ 1581-96). Классификация ПЦТ по вещественному составу, плотности тампонажного раствора, температуре применения и сульфатостойкости. Технические требования к ПЦТ. Условные обозначения ПЦТ.

Состав, марки, технические требования, особенности и рациональная область применения серийно выпускаемых тампонажных цементов:

ОЦГ – облегченный цемент для горячих скважин (ТУ 39-01-08-469-79);

ЦТОК – цемент тампонажный облегченный повышенной коррозионной стойкости (ТУ 39-0147009-010-89);

ЦТО – цемент тампонажный облегченный (ТУ 39-0147009-018-89);

МТО – материал тампонажный облегченный (ТУ 39-08-217-85);

ЦТН – цемент тампонажный для низкотемпературных скважин (ТУ 113-08-565-85);

ПЦАТ – портландцемент алинитовый тампонажный (ТУ 21 УзССР-146-89);

ЦТПН – цемент тампонажный для паронагнетательных скважин (ТУ 39-1057-85);

цемент тампонажный сероводородостойкий (ТУ 21-20-64-85);

ШПЦС – шлакопесчаный цемент совместного помола (ОСТ 39-017-80);

УЦГ – утяжеленный тампонажный цемент (ТУ 39-01-08-535-80);

УШЦ – утяжеленный шлаковый цемент (ОСТ 39-014-80);

ЦТУК – цемент тампонажный утяжеленный коррозионностойкий (ТУ 39-995-85).

Тампонажные цементы для ликвидации поглощений бурового раствора.

6.4. Физико-химические основы регулирования свойств тампонажного раствора и тампонажного камня

Процессы, протекающие в тампонажном растворе и тампонажном камне.

Гидратация. Основные этапы гидратации алита и белита: частичное растворение поверхности клинкерных минералов, насыщение жидкости затворения продуктами растворения, возникновение зародышей новой кристаллической фазы (новообразований), свойства последних. Влияние на скорость растворения поверхности клинкерных минералов минералогического состава клинкера, степени дисперсности тампонажного цемента, водоцементного отношения, давления, температуры.

Структурообразование. Роль в образовании сетчатой (коагуляционной) тиксотропной структуры из зерен цемента и элементарных пакетов новообразований «стесненных» условий в тампонажном растворе, гидратных оболочек на поверхностях зерен цемента и элементарных пакетов новообразований и электрических зарядов, обусловленных ненасыщенными валентными связями на растворенных участках кристаллической решетки клинкерных минералов и несовершенством кристаллической решетки новообразований.

Схватывание. Причины, приводящие к преобразованию коагуляционной структуры в рыхлую кристаллизационную структуру: рост кристаллов новообразований и числа связей между частицами, появление контактов срастания новообразований, увеличение площади таких контактов и др.

Твердение как процесс окончательного формирования кристаллизационной структуры, имеющей высокую механическую прочность и упруго-хрупкие свойства.

Регулирование свойств тампонажного раствора и тампонажного камня с помощью химических реагентов. Назначение, область применения, механизм действия и краткая характеристика наиболее широко используемых ускорителей схватывания и твердения, замедлителей схватывания и твердения, пластификаторов (разжижителей) и понизителей фильтрации тампонажных растворов.

Влияние химических реагентов на свойства тампонажного камня.

6.5. Контроль качества тампонажного цемента, тампонажного

раствора и тампонажного камня

Виды контроля: входной контроль качества тампонажного цемента,

контроль при хранении тампонажного цемента, контроль при подборе (разработке) рецептуры тампонажного раствора, контроль при приготовлении тампонажного раствора на буровой.

Показатели, подлежащие измерению при входном контроле качества тампонажного цемента. Приборы и методика оценки тонкости помола и удельной поверхности тампонажного цемента, плотности и растекаемости тампонажного раствора, времени загустевания и сроков схватывания тампонажного раствора, предела прочности на изгиб и сжатие образцов тампонажного камня.

Регламент контроля пригодности тампонажного цемента к дальнейшему применению по назначению после истечения гарантийного срока хранения.

Регистрируемые данные и измеряемые показатели при подборе (разработке) рецептуры тампонажного раствора. Особенности измерения показателя фильтрации тампонажных растворов с помощью прибора ВМ-6.

Показатель, измеряемый при приготовлении тампонажного раствора на буровой.

Приборы и методика оценки показателей, характеризующих седиментационную устойчивость тампонажного раствора, проницаемость и коррозионную устойчивость тампонажного камня, прочность сцепления тампонажного камня с горными породами и обсадными трубами, происходящие в тампонажном камне объемные изменения и др.

Модуль 7. Основы экологизации и оптимизации качества буровых

промывочных и тампонажных растворов (4 часа)

7.1. Экологические свойства буровых растворов

Актуальность и пути экологизации буровых растворов.

Биотестирование как основа решения экологических проблем в бурении. Краткий обзор биотестов с позиций их пригодности для оценки экотоксичности буровых растворов. Сущность инструментальной методики биотестирования буровых растворов и их компонентов.

Основы экотехнологии промывки скважин. Критерий оценки уровня экотехнологии промывки скважин. Алгоритм расчета объемов основных отходов бурения.

7.2. Проектирование и оптимизация качества буровых

промывочных и тампонажных растворов

Получение технических характеристик буровых промывочных и тампонажных растворов различных компонентных составов с использованием насыщенных матриц планирования эксперимента.

Методика обобщенной оценки качества буровых промывочных и тампонажных растворов, формируемой как среднее геометрическое частных функций желательности значений показателей их свойств (единичных оценок качества). Суть алгоритма расчета частных функций желательности. Основы регламентирования значений показателей свойств буровых промывочных и тампонажных растворов.

Преимущества поиска оптимальных составов буровых промывочных и тампонажных растворов во всем факторном пространстве, исследованном с помощью насыщенных матриц планирования эксперимента. Сущность алгоритма такого поиска с помощью компьютерных программ.

Возможности оперативного выбора оптимальных составов из множества альтернатив для целей дальнейшего повышения эффективности буровых работ.