28. Краткая история возникновения б.Р

исторически точно не известно когда человечество впервые заинтересовалось спосабами разрушения горной породы с целью изъятия полезных ресурсов, но существуют сведения согласно летописям конфусия ( 600л.до н.э.) в ктр.имеются рассуждения о времени бурения скважин глубиной до 900 м. с целью добычи соленых россыпей. основной приоретет в развитии бурения получился благодаря высокой ценности соли, превосходящей по своей стоимости все ценные материалы.

в Рос развитии бурения можно привязать к началу 9ого века когда были пробурены 1ые соленые колодца на территории города страрая русса. основной интерес к нефти и газу как к добываемым ресурсам возник в конце 17 начало 18 веков.

т.к. особого интереса к нефти проявлено небыло, то скважину закончили бурить на рассол и лишь в 1847г. графф воронцов в своей служебгной записке сообщал о наличии нефти и ее месторождении на сев. кавказе.

первый бур. раствор ктр стали применять в бурении был нечем иным как водой, этот метод предложил франц. инженер , к системе растворов прдъевлялось одно требование – вынос выбуреной горной породы.

увелечение глубин бурения, способов бур, высокие требования к к проводке скважины, заставляли задуматься о применении в сист. раствора материалов способных корректировать свойства раствора. первый материал ктр. применили была глина, образующая благодаря своей гидрофильной способности, однородной структуры, позволяющейизменять давление в скважине, но наличие глины в растворе не повлекло такие осложнения как цедементация, чтов свою очередь послужило толчком для применения химических веществ. (реагенты структуро образователей; реаг. стабилизаторы; разжижители и загущающие добавки понижающие водоотдачу; реагенты для контроля щелочности;утяжеляющие добавки), дополнительно к этим веществам было предложено использовать смазывающие агенты.

ключевым пиком в развитии нефт. отрасли можно считать конец 19в.

в период 1867-1900г. россия являлась первым лидером в нг отрасли.

в 1901г. была разработана методика роторного бурения с промывкой забоя, постепенно циркулирующий жидкость, что вывело сша на 1ое место.

29. Прихваты колонны труб, способы ликвидации

Прихваты бурильных колонн и обсадных труб - одно из наиболее распространенных и тяжелых осложнений в бурении. Прихваты бурильных труб происходят вследствие перепада давления (дифференциальные прихваты), в результате образования желобов (прихват в желобной выработке), в суженной части ствола, из-за осыпей, обвалов, сальникообразований и др.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1.     Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных ко­ лонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2.     При резком изменении гидростатического давления в скважине из- за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3.     Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4.     В результате образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента.

5.     Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посто­ ронних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6.     В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы бурового раствора при прекращении его циркуляции.

7.     При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8.     При преждевременном схватывании цементного раствора в кольце­ вом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные буровые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;

2)     обеспечивать максимально возможную скорость восходящего пото­ ка раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин долж­ на производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров раствора в соответствии с указанными в ГТН;

3)     обеспечивать полную очистку бурового раствора от обломков выбу­ ренной породы;

4)     регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного ин­ тенсивного образования толстых корок;

5)     утяжелять буровой раствор при вращении бурильной колонны;

6)     следить в глубоких скважинах за температурой восходящего по- то­ ка   раствора,   так  как  ее   резкое   снижение   свидетельствует  о   появле­ нии размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше до­ лота;

7)     при вынужденных остановках необходимо:

а)  через каждые 3 — 5 мин расхаживать бурильную колонну и провора­ чивать ее ротором;

б)   при  отсутствии   электроэнергии   подключить  аварийный  дизель- генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсут­ ствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответ­ ствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном ин­ тервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

в)  в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного меха­ низма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бу­ рильную колонну или поднять ее;

Достаточно эффективным способом ликвидации прихватов является резкое встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, виб­раторов, взрыва шнурковых торпед малой мощности. В последнем случае ударная волна, проходя через резьбовое соединение трубы, вызывает рез­кое его ослабление. Если перед взрывом на трубы был приложен обратный вращающий момент, а резьбовое соединение было разгружено от веса вы­шележащих труб, то при взрыве происходит открепление резьбового со­единения, находящегося против торпеды, которое затем легко отвинчивают ротором. Этот метод позволяет в большинстве случаев освобождать трубы, находящиеся выше места прихвата.

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале рас-фрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и мало эффективен. Поэтому, если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «ухо­дом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных сква­жин.

30. реагенты структуро образований для б.р.

1 Реагенты–стабилизаторы

Реагенты–стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.

Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.

Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.

Крахмальный реагент «Фито-РК» -модифицированный водораство-римый реагент.

Лигнопол - полимерный реагент, продукт термической сополимеризации акрилового полимера (полиакрилонитрила - ПАН) с лигносульфонатами (ССБ). Применяется как понизитель фильтрации пресных и соленасыщенных буровых растворов.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективно снижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированных крахмальным реагентом. Недостаток - пенообразующая способность.

2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы

Двухвалентные катионы находятся в пластовых водах и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са⁺⁺ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).

Са SО₄ + Nа₂CO₃ = СаСО₃ + Nа₂ SО₄

Вместо ионов Са⁺⁺ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.

3 Регуляторы щелочности

По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затем уменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.

Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).

В ряде случаев реагенты-понизители вязкости — способны снижать водоотдачу промывочныхжидкостей. Наряду со стабилизацией, обычно применяемые реагенты-понизители вязкости оказывают и пептизирующее действие, расщепляя не только вторичные коагуляционные образования, но и основные, элементы структуры — пачки первичных частиц. Этому способствует и щелочь, вводимая с реагентом. Увеличение числа кинетически активных частиц усиливает загустевание и противодействует разжижению. Конечная консистенция является результирующей этих процессов. С повышением содержания электролитов возрастает значение коагуляцио иного фактора. В этом случае необходимо увеличить добавки реагентов. Как указывалось, еще более усложняют эти эффекты вторичные процессы — структурообразование в растворах реагента и развитие высокопрочных сопряженных структур. Известковые буровые растворы представляют собой многокомпонентные системы, включающие глину, воду, известь, каустик и реагенты-понизители вязкости и понизители водоотдачи; иногда функц Малосиликатный глинистый раствор, стабилизированный КМЦ, термо — и солестойкая система. При повышенном содержании твердой фазы требуется использование реагентов-понизителей вязкости. В случае оптимального содержания твердой фазы и отсутствия в открытой части ствола скважины высококоллоидальных глин, как правило, реагенты-понизители вязкости не требуются. Тиксотропность малосиликатных буровых растворов регулируется в широких пределах очередностью ввода силиката натрия и КМЦ. Ввод силиката натрия вызывает рост тиксотропии, а ввод КМЦ — снижение, поэтому обработку малосиликатных растворов следует проводить следующим образом. Ввести часть силиката натрия, необходимое количество КМЦ, а затем оставшуюся часть силиката натрия, которая и обеспечивает заданную величину тиксотропии. Для восстановления термостойкости в этом случае необходимо применение хлористого бария. Показатели малосиликатного бурового раствора легко регулируются. При добавках КМЦ уменьшаются водоотдача и СНС, а условная вязкость, как правило, не изменяется. Увеличение прочности структуры достигается добавками силиката натрия. При повышенном содержании твердой фазы в системе добавки силиката натрия вызывают сильное загущение и для регулирования вязкости обязательно требуются реагенты-понизители вязкости. Однако, как показала практика, все применяемые в скв. СГ-1 понизители вязкости ( нитро-лигнии, сунил, ПФЛХ-1) уменьшали в основном вязкость системы и практически не влияли на величину СНС. Экспериментально авторами было установлено, что при содержании твердой фазы 16 — 18% ( объемных), включая глину типа куганакской, в системе плотностью 1 30 — 1 32 г / см3 и 19 — 21% в системе плотностью 1 38 — 1 40 г / см3 удовлетворительные показатели малосиликатного бурового раствора можно получить без реагентов-понизителей вязкости. ии последних выполняет один реагент, например ССБ.