|
Специальные буровые растворыК ним относят эмульсионные растворы и растворы на нефтяной основе. Эмульсионные растворы — химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной среде которых равномерно распределены капельки нефти. Содержание нефти доводится до 10—30%. Благодаря применению эмульсионных растворов повышается проходка и механическая скорость бурения {особенно в пластичных и вязких породах), облегчается прокачивание раствора, значительно уменьшается опасность прихватов и затяжек инструмента. В качестве основного компонента используют чистую нефть, нефть с водой (до 20%), дизельное топливо и др. При введении 5% нефти резко снижается липкость, при 7—8% прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не препятствует осуществлению электрометрических исследований, Растворы на нефтяной основе готовят из нефтепродуктов. В качестве основы используют дизельное топливо с содержанием ароматических углеводородов не более 28%. Твердой фазой раствора служит окисленный битум с "температурой размягчения НО—160 °С. В качестве структурообразо-вателей используют окисленный парафин или окисленный битум и едкий натр. Приготовление раствора сводится к растворению окисленного битума и окисленных нефтепродуктов в дизельном топливе. Применяют два вида растворов, затворенных на нефтяной основе.
1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топли 2. Раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефте Свойства растворов, затворенных на нефтяной основе, ухудшаются при их значительном обводнении. Допустимое количестве воды не должно превышать 10%. Растворы, приготовленные на нефтяной основе, применяют для вскрытия: 1) продуктивных пластов с высокой проницаемостью и низким пластовым давлением; 2) сильно дренированных продуктивных пластов; 3) продуктивных пластов с низкой проницаемостью независимо от пластового давления, в особенности если продуктивный пласт представлен песчаником, сцементированным размокающими глинами; они же рекомендуются пря проводке скважин в осложненных геологических условиях,, где применение обычного бурового раствора не дает положительных результатов. Раствор на нефтяной основе приготавливают следующим образом. Для получения раствора в глиномешалку заливают 60% концентрата (27—30% рубракса, 5—6% окисленного петролатума и 64—68% дизельного топлива) и при непрерывном перемешивании вводят 40%-ный раствор каустической соды в количестве 1,5—2,5% к объему мешалки. Затем раствор перемешивают в течение 15—20 мин, чтобы щелочь прореагировала с окис-. ленным петролатумом, добавляют дизельное топливо или нефть до полного объема мешалки и перемешивают еще в течение 10—15 мин. Параметры раствора, затворенного на нефтянйй основе,, в процессе бурения второго ствола при необходимости регули* руют добавками концентрата, дизельного топлива и утяжелителя, Контроль параметров промывочной жидкости. При бурении второго ствола необходимо следить за параметрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели предназначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер. Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств информационной системы службы буровых растворов и предназначен-
ный для проверки данных, полученных замерщиком или помощником бурильщика с помощью бурового комплекта БКР-1. Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предупреждению. Борьба с поглощением промыв очной жидкости. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется: 1) снижением перепада давления между скважиной и плас 2) изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, 3} бурением без циркуляции. Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей. Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют: жидкое стекло — до 5% от объема циркулирующего раствора; каустическую соду — до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь —в количестве, необходимом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема загружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку. Если применение специальных растворов не дает положительных результатов, то необходимо перейти на бурение с промывкой аэрированной жидкостью и пенами. Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жидкости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) и быстросхватывающиеся смеси (БСС), приготовленные на базе тампонажных цементов с введением в воду для затворения оп-
ределенного количества ускорителей структурообразования (схватывания). При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ростом которых сгзоки схватывания раствора сокращаются. Если в процессе бурения второго ствола при. закачке тамло-лажного цемента или БСС не получают положительных результатов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС. Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без.циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.). В процессе бурения при поглощении бурового раствора в ка-.налы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями 'индикатора массы и работой насоса. Борьба с обвалами Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине: 1) значительное повышение давления на выкиде буровых 2) резкое повышение вязкости бурового раствора; 3) вынос раствором на дневную поверхность большого коли 4) при спуске инструмент не доходит до забоя; 5) затяжки инструмента в процессе его подъема. 1).применение бурового раствора, исключающего обвалы; 2) сокращение до минимума непроизводительных простоев и 3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам... Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все... ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между... Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|