БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН задание

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Закрепить в тисках образец испытуемой горной породы.

3.Закрепить в патроне шпинделя станка эталонный стержень. Включить привод станка и производить истирание стержня о породу в течение 10 минут.

4.Эталонный стержень переворачивают противоположным концом и повторяют опыт в течение 10 минут.

5.Извлечь эталонный стержень из патрона, очистить от частиц выбуренной породы и взвесить его на аналитических весах. Массу стержня записать в таблицу 4.

6.По формуле 12 определить абразивность горной породы.

Контрольные вопросы

1.Дайте определение буримости горных пород.

2.Классификация горных пород по твердости.

3.Методика определения твердости по штампу.

4.Что такое абразивность горных пород? От каких факторов зависит величина абразивного износа породоразрушающего инструмента?

5.В чем заключается методика определения абразивности Л. И. Барона и А. В. Кузнецова? В чем ее отличительные особенности от аналогичных?

6.Назовите основные классы горных пород по абразивности согласно классификации Л. И. Барона и А. В. Кузнецова.

Библиографический список

1.Байдюк, Б. В. Механические свойства горных пород при высоких температурах и давлениях / Б. В. Байдюк. – М. : Недра, 1963.

2.Булатов, А. И. Технология промывки скважин / А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, В. И. Рябченко. – М. : Недра, 1981.

3.Михеев, В. Л. Технологические свойства буровых растворов / В. Л. Михеев. –

М. : Недра, 1979.

4.Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. / Дж. Р. Грей, Г. С. Г. Дарли. – М. : Недра, 1985.

5. Булатов, А. И. Справочник по промывке скважин / А. И. Булатов, А. И. Пеньков, Ю. М. Проселков. – М. : Недра, 1984.

6.Булатов, А. И. Тампонажные материалы / А. И. Булатов, В. С. Данюшевский. –

М. : Недра, 1987.

7.Данюшевский, В. С. Справочное руководство по тампонажным материалам / В. С. Данюшевский, И. Ф. Толстых, В. М. Мильштейн. – М. : Недра, 1973.

8. Середа, Н. Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н. Г. Середа, Е. М. Соловьев. – М. : Недра, 1988.

9.Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю. В. Вадецкий. –

М. : Недра, 1985.

10.Нор, А. В. Лабораторные работы по механике горных пород / А. В. Нор, А. С. Фомин. – Ухта : УГТУ, 2009.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УДК [622.24 + 622.245.42] (075.8) Д 30

Деминская, Н. Г. Бурение нефтяных и газовых скважин [Текст]: метод. указания к лабораторным работам / Н. Г. Деминская. – Ухта : УГТУ, 2011. – 16 с.

Методические указания предназначены для выполнения лабораторных работ по дисциплинам «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов 4, 5 курсов специальностей 130602 «Машины и оборудование нефтегазового комплекса», 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин» и 208102 «Безопасность технологических процессов». Методические указания охватывают вопросы приготовления буровых и тампонажных жидкостей, измерения и регулирования их свойств, а также некоторые определения физико-механических свойств горных пород и методик их изучения.

Содержание указаний соответствует рабочей учебной программе.

Методические указания рассмотрены и одобрены кафедрой бурения, пр. №3 от

03.10.2011 г.

Рецензент: Н. М. Уляшева, профессор кафедры бурения. Редактор: Ю. Л. Логачев.

В методических указаниях учтены предложения рецензента и редактора.

План 2011 г., позиция 72.

Подписано к печати 28.10.2011 г. Компьютерный набор. Объём 16 с. Тираж 100 экз. Заказ № 258.

© Ухтинский государственный технический университет, 2011 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13. Типография УГТУ.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

Таблица 3 – Классификация горных пород по абразивности

Класс	Характеристика	Показатель	Породы, входящие в данный класс
абразив-	пород по	абразивности,
ности	абразивности	мг
I	Весьма мало абра-	менее 5	Известняки, мраморы, мягкие сульфи-
	зивные		ды без кварца, апатит, каменная соль,
			глинистые сланцы
II	Мало абразивные	5-10	Сульфидные и барито-сульфидные ру-
			ды, аргиллиты, мягкие сланцы (угли-
			стые, глинистые, хлоритовые)
III	Ниже средней аб-	10-18	Джеспелиты, роговики, кварцево-
	разивности		сульфидные руды, магматические тон-
			козернистые породы, кварцевые и ар-
			козовые песчаники, железные руды,
			окремненные известняки
IV	Средне-	19-30	Диабазы, арсенопирит, жильный кварц,
	абразивные		окварцованные известняки, кварцево-
			сульфидные руды
V	Выше средней аб-	30-45	Средне- и крупнозернистые песчаники,
	разивности		мелкозернистые граниты, порфириты,
			габбро, гнейсы, скарны, листвениты
VI	Повышенной аб-	45-65	Граниты, гнейсы, диориты, нефелино-
	разивности		вые сиениты, пироксениты, монцониты
VII	Высоко-	65-90	Порфириты, диориты, граниты, грани-
	абразивные		тоидные нефелиновые сиениты
VIII	В высшей степени	более 90	Корундосодержащие породы
	абразивные

Цель работы – определение и сравнение абразивной способности различных горных пород методом Л. И. Барона и А. В. Кузнецова.

Материалы: образцы керна горных пород.

Порядок работы:

1. На аналитических весах взвесить эталонный стержень и записать его массу в таблицу 4.

Таблица 4 – Результаты лабораторных исследований

Описание образца
Число единичных опытов
Число парных опытов				1
Номер парного опыта		1	2		2
Начальная масса эталонного стержня,
мг
Конечная масса эталонного стержня, мг
Потеря массы эталонного стержня за
парный опыт, мг
Абразивность, мг
Класс абразивности образца	горной
породы

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

более абразивны кварцевые песчаники и алевролиты. При одинаковом минералогическом составе абразивность обломочных пород обычно выше абразивности кристаллических пород, что обусловлено характером шероховатости поверхности. Чем больше пористость, крупнее обломки и остроугольнее их форма, тем больше шероховатость обломочной породы. С увеличением шероховатости уменьшается площадь контакта металла с породой – их соприкосновение происходит только по вершинам выступов, в результате чего возрастает контактное давление, которое может достигать твердости металла.

Существенное влияние на величину трения о горную породу оказывает среда. Коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.

Предложено немало способов оценки абразивных свойств пород, но универсального и общепринятого пока нет. В основе большинства из них лежит принцип измерения массы или объема металла, изношенного в процессе трения о горную породу.

Сущность метода определения абразивной способности горных пород методом Л. И. Барона и А. В. Кузнецова заключается в следующем: эталонный стрежень сверлит испытуемую горную породу в течение парного опыта, состоящего из двух единичных опытов, продолжительностью 10 минут каждый. При этом фиксируется начальная и конечная масса эталонного стержня. Уменьшение массы принимается за абразивность горной породы, которая рассчитывается по формуле:

∑n gi

a =	i	,	(12)
	2 n

где а – показатель абразивность горной породы, мг; gi – потеря в весе эталонного стержня за каждый парный опыт, мг; n – число парных опытов.

Отличие методики Л. И. Барона и А. В. Кузнецова от похожих заключается в использовании эталонных стержней их незакаленной инструментальной стали-серебрянки диаметром 8 мм и длиной 70 мм. В одном из концов стержня высверливается тупиковое отверстие диаметром 4 мм и глубиной 10 мм. Осевая нагрузка на стержень при испытании составляет 15 кгс, а скорость вращения стержня – 400 об./мин.

По Л. И. Барону и А. В. Кузнецову, горные породы по абразивной способности можно классифицировать на 8 классов (таблица 3).

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1 ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ИЗМЕРЕНИЕ СВОЙСТВ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

В настоящее время с ростом объемов наклонно направленного и горизонтального бурения нельзя недооценивать роль буровых растворов в успешной и безаварийной проводке скважины. Сегодня разработано более 1000 различных химических реагентов для приготовления и регулирования свойств буровых растворов. При выборе типа и состава промывочной жидкости необходимо всесторонне изучить геологические условия залегания горных пород и учесть технологические особенности проводки скважины.

При бурении скважины буровые растворы выполняют различные функции, которые можно разделить на пять основных групп:

1.Гидродинамические функции: вынос выбуренной породы; передача энергии от насоса к забойному двигателю; разрушение породы на забое скважины (гидромониторный эффект); охлаждение и смазка долота.

2.Гидростатические функции: создание противодавления в скважине; удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции; сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами; уменьшение нагрузки на талевую систему.

3.Функции коркообразования: снижение проницаемости стенок скважины за счет образования фильтрационной корки; уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины.

4.Физико-химические функции: сохранение необходимых технологических свойств раствора при воздействии на него выбуренной породы, пластовых вод и температуры; сохранение устойчивости стенок скважины при бурении в породах, чувствительных к воздействию водных сред; сохранение природной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии; улучшение буримости пород; предотвращение коррозии бурового оборудования и инструмента.

5.Прочие функции: сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород; содействие в проведении геофизических исследований в скважине.

Различные требования к составу и качеству бурового раствора обусловили применение буровых растворов нескольких типов:

1.Буровые растворы на водной основе: вода, глинистые растворы, полимерные малоглинистые и безглинистые растворы, ингибирующие растворы, буровые растворы с конденсированной твердой фазой и др.

14

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Буровые растворы на углеводородной основе: известково-битумный раствор,	бурения. Принято все породы делить на 12 категорий буримости: I-III катего-
гидрофобные эмульсии, инвертно-эмульсионный раствор, растворы на основе	рии – входят в группу мягких пород; IV и V категории относятся к группе сред-
синтетических углеводородов и природных масел.	них; породы VI и VII категорий – к группе твердых; VIII и IX категорий – к
3. Аэрированные и газообразные агенты: аэрированные буровые растворы; пе-	группе крепких; а X-ХII категорий – к группе очень крепких.
ны; природные и выхлопные газы, воздух.	При выборе породоразрушающего инструмента из всего спектра физико-
Выполнение сформулированных выше функций буровых растворов недо-	механических свойств горных пород определяющими являются такие их харак-
пустимо без поддержания на необходимом уровне их параметров.	теристики, как твердость и абразивность.
Плотность (ρ) – масса единицы объема (кг/м3). Данный параметр бурово-	Твердость характеризует локальную прочность породы при вдавливании
го раствора обеспечивает давление столба бурового на забой и стенки скважи-	в нее другого, более прочного тела. Твердость не является инвариантной харак-
ны. Принято считать, что для обеспечения оптимальной работы долота плот-	теристикой породы – ее величина существенно зависит от способа измерения. В
ность бурового раствора должна быть минимальной. В настоящее время, в со-	геологии большое распространение имеет шкала твердости Мооса, по которой
ответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленно-	условную твердость минералов определяют методом царапания. Согласно
сти», давление в скважине должно превышать пластовое давление на 5-10% в	классификации Мооса, породы разделены на 10 категорий: 1 категория – очень
зависимости от глубины бурения. Плотность бурового раствора определяют с	мягкие породы (тальк) и 10 категория – очень крепкие (алмаз).
помощью рычажных весов, ареометров (АГ-2, АГ-3ПП) (рисунок 1а) и пикно-	В бурении наибольшее распространение получил способ определения
метра.	твердости, предложенный Л. А. Шрейнером. При этом способе в качестве вдав-
Условная вязкость (УВ) – величина, косвенно характеризующая гидрав-	ливаемого твердого тела используют цилиндрический штамп с плоским осно-
лические сопротивления течению и определяемая как время истечения 500 мл	ванием площадью 2-3 мм2. Штамп вдавливают в образец породы высотой
бурового раствора под действием собственного веса через вертикальную труб-	30-50 мм и диаметром 40-60 мм до момента хрупкого разрушения образца в зо-
ку полевого вискозиметра СПВ-5 (рисунок 1б) объемом 700 мл (с). Требование	не контакта. Величину отношения нагрузки, при которой наступило разруше-
к величине вязкости однозначное – она должна быть минимальной. С уменьше-	ние, к площади основания штампа и называют твердостью породы (по штампу).
нием вязкости снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового	В зависимости от твердости по штампу все породы условно подразделены
раствора, улучшается очистка забоя от выбуренной породы за счет ранней тур-	на три группы, а каждая группа – на четыре подгруппы. К первой группе отне-
булизации потока над долотом, уменьшаются потери давления в кольцевом	сены высокопластичные и сильно пористые породы с твердостью до 1 ГПа
пространстве скважины.	(слабосцементированные пески, суглинки, мергели, глины, аргиллиты, извест-
Статическое напряжение сдвига (θ) – величина, характеризующая проч-	няк-ракушечник). Вторую группу составляют упруго-пластичные породы с
ностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное	твердостью 1-4 ГПа (алевролиты, известняки, доломиты, ангидриты, сланцы,
время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим на-	кварцево-карбонатные породы). В третью группу входят упруго-хрупкие поро-
чалу разрушения его структуры (Па). СНС обычно измеряют через 1 и 10 минут	ды с твердостью более 4 ГПа (кварциты, окремнелые известняки), а также
покоя. Эти параметры характеризуют седиментационную устойчивость бурово-	сильно метаморфизированные и изверженные породы.
го раствора и способность бурового раствора удерживать выбуренную породу	Абразивность – способность породы изнашивать в процессе трения ме-
во взвешенном состоянии в перерывах циркуляции. Величина СНС измеряется	таллы и сплавы. Чем выше абразивность горной породы, тем выше темп износа
приборами СНС-2, ВСН-3, реометрами Fann и др.	породоразрушающего инструмента.
	Абразивность горной породы зависит от микротвердости ее минералов,
	размера зерен, формы и характера их поверхности. Коэффициент трения о по-
	роду с более высокой твердостью при прочих равных условиях обычно более
	высокий, чем о породу с меньшей твердостью. Среди обломочных пород наи-

4

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Приготовить цементный раствор. Причем растворы химических реагентов или предварительно вводят в жидкость затворения, или непосредственно в готовый цементный раствор. Сухие добавки (например глинопорошок) предварительно смешивают с сухим цементом, а затем сухую смесь перемешивают с жидкостью затворения.

3.Измерить и занести в таблицу 2 основные технологические параметры цементного раствора.

Таблица 2 – Результаты лабораторных исследований

№№	Тип цемента	Вид жидкости	Название и	m		Растекае-	Ф30,
	и его коли-	затворения и ее	концентрация		ρ,	мость,	см3
	чество, г	количество, мл	добавки		кг/м3	см	30мин.
1
2
3

Контрольные вопросы

1.Назначение тампонажных жидкостей.

2.Что входит в состав тампонажных жидкостей?

3.Классификация тампонажных жидкостей по плотности?

4.Дайте определение основным свойствам тампонажных жидкостей.

5.Основные приборы для определения технологических параметров тампонажных растворов.

6.Методика определения сроков схватывания.

6. Объясните влияние использованных материалов (химических реагентов) на технологические свойства тампонажных растворов (по результатам собственных исследований).

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБРАЗИВНОЙ СПОСОБНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

МЕТОДОМ Л. И. БАРОНА И А. В. КУЗНЕЦОВА

Специалисты в области бурения скважин часто пользуются термином «буримость породы». Этот термин был внедрен в практику намного раньше, чем стали измерять механические свойства пород. Под буримостью понимают податливость горной породы разрушению. С одной стороны, она зависит от самой горной породы (ее физико-механических и абразивных свойств, петрографического состава), с другой – от способа разрушения и параметров режима

а) б)

Рисунок 1 – Приборы для измерения параметров буровых растворов: а – АГ-2; б – СПВ-5

Водоотдача (показатель фильтрации) (Ф30) – объем фильтрата, отделившийся за 30 минут при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм (см3/30 мин). Различают статическую и динамическую фильтрацию. Статическая фильтрация наблюдается при отсутствии циркуляции, и при этом поток бурового раствора не мешает росту фильтрационной корки. Динамическая фильтрация – это фильтрация в условиях циркуляции бурового раствора. При этом росту фильтрационной корки препятствует эрозионное разрушение ее потоком бурового раствора. Величина водоотдачи влияет на качество вскрытия продуктивного пласта, устойчивость глинистых и слабосцементированных пород на стенках скважины, разрушение горных пород на забое и стойкость долота. Для определения статической водоотдачи используют приборы ВМ-6, ФП-1 и др.

Предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) – это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, которую нужно разрушить для обеспечения течения бурового раствора (Па). Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига. Промысловые и экспериментальные исследования позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама на поверхность достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига в пределах 15-20 дПа. Динамическое напряжение сдвига измеряют на приборе ВСН-3, реометры Fann и др.

Пластическая вязкость (ηпл) – это величина, характеризующая вязкостное сопротивление течению бурового раствора, не зависит от касательных напря-

12

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

жений (давлений прокачивания), обусловлена силами трения между элементарными слоями при движении жидкости (Па•с).

Эффективная вязкость (ηэф) – величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к градиенту скорости сдвига (Па•с). Необходимо стремиться к минимально возможной величине пластической вязкости. Для неутяжеленных буровых глинистых растворов величина пластической вязкости не должна превышать 0,002 Па•с.

Для измерения пластической и эффективной вязкости также применяют ротационные вискозиметры ВСН-3 и т. п.

Приготовление буровых растворов – составная часть технологии промывки скважин, представляющая собой ряд последовательных операций по подготовке дисперсионной среды (чаще воды), смешиванию с ней дисперсной фазы (чаще глинопорошка), утяжелению и обработке химическими реагентами. Количество и последовательность операций по приготовлению бурового раствора определяется его типом и рецептурой.

В современных условиях бурения для приготовления буровых растворов используется следующее оборудование: блок приготовления бурового раствора (БПР-70, БПР-40) с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с механическими и гидравлическими перемешивателями, диспергатор, насосы.

Цель работы – получить навыки приготовления и химической обработки буровых растворов, а также измерения их основных параметров.

Материалы: бентонитовый глинопорошок, утяжелители, растворы химических реагентов.

Порядок работы:

1.Приготовить глинистую суспензию плотностью 1030-1100 кг/м3 (по заданию преподавателя).

2.Определить и занести в таблицу 1 свойства раствора: СНС, условную вязкость, водоотдачу, динамическое напряжение сдвига, пластическую и эффективную вязкость.

Для определения СНС и реологических параметров использовать следующие формулы:

СНС = К•φ0,2,

(1)

пользуются те же приборы – ВМ-6 или ФП-1. Величина условной водоотдачи в см3 за 30 минут определяется по формуле:

Q = Qτ	30
	τ ,	(11)

где τ – время от начала опыта, мин.; Qτ – количество жидкости, отфильтровавшейся из цементного раствора за время τ, см3.

Величина условной водоотдачи за 30 минут может значительно превышать количество воды, содержащейся в пробе цементного раствора. У обычных цементных растворов, приготовленных на основе стандартного тампонажного портландцемента, водоотдача может составлять 300-500 см3 за 30 минут.

6. Сроки схватывания – характеризуют процесс интенсивного нарастания прочности структуры в покое. В практике проведения тампонажных работ широко пользуются иглой Вика (рисунок 2б). Метод заключается в измерении глубины погружения в цементный раствор иглы 6 с площадью поперечного сечения 1 мм2 под действием стержня 1 весом 0,3 кг. Фиксируют два условных момента: начало схватывания – время от начала затворения до того момента, когда игла не доходит до дна вмещающего сосуда (кольца Вика) на 1 мм; конец схватывания – это время от начала затворения и до того момента, когда игла погружается в испытуемый образец на 1 мм.

Регулировать свойства тампонажного раствора можно изменяя водоцементное отношение, а также вводом различных химических реагентов (пластификаторов, ускорителей и замедлителей схватывания, регуляторов водоотдачи) и добавок (глинопорошок, кварцевый песок, опоки и другие). Для конкретных условий цементирования состав тампонажного раствора подбирается таким образом, чтобы на протяжении всего периода продавки раствор был подвижным, а в период ожидания затвердевания был седиментационно устойчивым, а образовавшийся цементный камень должен быть прочным, непроницаемым и устойчивым к воздействию агрессивных сред.

Цель работы – изучение стандартных приборов и методик оценки основных технологических параметров тампонажных растворов.

Материалы: портландцемент, растворы химических реагентов, глинопорошок, песок.

Порядок работы:

1. Рассчитать количество воды и добавок, необходимое для приготовления цементного раствора из расчета на 500 г сухого цемента (водоцементное отношение задается преподавателем).

6

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а)

б)

Рисунок 2 – Приборы для измерения свойств тампонажных растворов:

а– конус АзНИИ;

б– игла Вика

Для стандартных тампонажных цементов растекаемость должна находиться в пределах 18-25.

4.Консистенция – эффективная вязкость, измеренная по сопротивлению, оказываемому цементным раствором перемешиванию лопастной мешалкой при постоянном градиенте скорости сдвига. Консистенция характеризует степень прокачиваемости цементного раствора и время сохранения его допустимой подвижности. Для определения консистенции и времени загустевания раствора используется КЦ-3, КЦ-5 и измеряется в условных единицах консистенции, или Па•с.

5.Водоотдача – для цементных растворов этот параметр имеет такой же физический смысл, как и для буровых промывочных жидкостей. Для измерения ис-

ηэф =		А•ϕ600	,	(2)
		воо
Для пружины №1 ВСН-3:
ηпл = 0,5•10-3•(φ600- φ300), или ηпл = 0,75•10-3•(φ400 - φ200),				(3)
τ0 = 1,5•(φ300 - ηпл•10-3), или τ0 = 1,5•(φ200 - ηпл•10-3).				(4)
Для пружины №2 ВСН-3:
ηпл = 10-3•(φ600 - φ300), или ηпл = 1,5•10-3•(φ400 - φ200),				(5)
τ0=1,5•(φ300 - ηпл•103), или τ0 = 3•(1,5•φ200 - ηпл•103),				(6)
где φ0,2, φ200, φ300, φ400, φ600		– углы поворота (замеряются на приборе

ВСН-3) при частоте вращения 0,2; 200; 300; 400 и 600 об./мин. соответственно; К – коэффициент упругости пружины (константа нити); А – константа прибора.

Таблица 1 – Результаты лабораторных исследователей

Состав

ρ,

УВ,

Ф30,

СНС1/

Углы закручивания

τ0,

ηпл,

ηэф,

раствора

кг/м3

с

см3

СНС10

Па

Па•с

Па•с

φ200

φ300

φ400

φ600

30мин.

Глинистая

суспензия

Глинистая

суспензия

+

хим.

реагент

3. По формуле 7 определить количество химического реагента для обработки глинистой суспензии.

	νхр	=	с•ν	,	(7)
			n −с

где Vхр – объем химического реагента, мл; V – объем обрабатываемой глинистой суспензии, мл; n – концентрация реагента в водном растворе (указана на колбе с хим. реагентом), г/л; с – требуемая концентрация химического реагента в глинистой суспензии (по заданию), г/л.

4. Обработать глинистую суспензию химическим реагентом, перемешать и определить параметры бурового раствора и занести в таблицу 1.

Контрольные вопросы

1.Перечислите основные типы буровых растворов.

2.Назовите гидродинамические функции буровых растворов.

10

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Какие параметры бурового раствора обеспечивают гидростатические функции буровых растворов?

4.Дайте определение основным параметрам буровых растворов.

5.Перечислите приборы для измерения параметров буровых растворов.

6.Объясните принцип работы приборов для определения плотности, реологических характеристик, показателя фильтрации.

7.Какое оборудование используется для приготовления буровых растворов.

8.Объяснить изменение качества бурового раствора при химической обработке (утяжелении).

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2 ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ИЗМЕРЕНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

Тампонажными называют такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные к затвердеванию.

Тампонажные жидкости применяют для различных целей: цементирование обсадных колонн с целью герметизации заколонного пространства и защиты обсадных труб от коррозии; изоляции друг от друга проницаемых пластов; установки цементных мостов и др.

Тампонажные жидкости чаще всего состоят из минерального (портландцемент, металлургические шлаки, гипсовые и глиноземистые вяжущие вещества и др.) или органического (водорастворимые силикаты, органические полимеры и др.) вяжущего вещества и жидкости затворения (вода, дизельное топливо и др.). Вещества, вводимые для регулирования свойств тампонажных растворов и камня, называют добавками. Тампонажные материалы, содержащие добавки, называют модифицированными. Добавки можно вводить как в сухой порошкообразный тампонажный материал, в жидкость затворения, так и в готовый тампонажный раствор.

Самым распространенным вяжущим материалом при цементировании скважин является портландцемент. Получают портландцемент при высокотемпературном (1300-14000С) обжиге известняка и глины с добавками кварцевого песка, бокситов, железной руды и др. При этом образуются новые минералы – клинкерные. Затем клинкер размалывают в мельницах, и при необходимости вводятся корректирующие или специальные добавки.

При смешивании вяжущих материалов с водой начинаются реакции гидратации и гидролиза. Эти реакции сопровождаются выделением большого количества тепла. Реакция гидратации продолжается в течение многих недель.

Косновным свойствам тампонажных растворов относят:

1.Водосодержание – принято характеризовать водоцементным отношением, представляющим отношение массы воды (mв) к массе твердого материала (mц):

m = mв (9)

mц

Водоцементное отношение определяет такие свойства тампонажного раствора, как подвижность, седиментационную устойчивость и плотность. При высоких значениях m тампонажный раствор может расслаиваться, при низких значениях – консистенция тампонажного раствора становится настолько густой, что может быть затруднительным его прокачивание в скважину. Пределы допустимого водосодержания зависят от химической природы компонентов тампонажного раствора, степени его дисперсности и других факторов.

2. Плотность (ρ) – определяется плотностями входящих в состав раствора веществ и количественным соотношением между ними и может быть рассчитана по формуле:

ρ =	(1 + m)ρц ρж	,	(10)
	ρж + ρц m

где ρц и ρж – соответственно, плотности цемента и жидкости затворения.

Так же, как и буровых промывочных жидкостей, плотность тампонажных растворов определяют с помощью рычажных весов и ареометров (АГ-2, АГ3ПП).

По плотности тампонажные растворы делятся на: легкие (< 1400 кг/м3), облегченные (1400-1650 кг/м3), нормальные (1650-1950 кг/м3), утяжеленные (1950-2300 кг/м3), тяжелые (> 2300 кг/м3). Регулировать плотность тампонажного раствора можно с помощью утяжелителей (например барита) или облегчающих добавок (мел, глинопорошок и др.).

3. Растекаемость – мера подвижности тампонажного раствора. Определяется как диаметр расплыва тампонажного раствора, который помещают в коническую форму 4 стандартных размеров, установленную на стеклянную поверхность 5 , после того как форму поднимают с поверхности вертикально вверх. Наиболее распространенный способ оценки растекаемости – по конусу АзНИИ (рисунок 2а).

8

9