Архив метки: icirc

11.1.19. КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ТИПА КРР-146

Комплекс типа КРР-146 (для регулируемого разобщения пластов) предназначен для проведения следующих операций:

высокотехнологичного манжетного цементирования горизонтальной скважины с использованием проходной (неразбуриваемой) цементировоч­ной муфты и гидравлического проходного пакера (горизонтальный участок скважины не цементируется);

герметичного разобщения заколонного пространства горизонтальной части скважины проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми твердеющим материалом;


11.1.19. КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ТИПА КРР-146


\



Рис. 11.19. Пакер для ликвидации поглощения конструкции ОАО НПО «Буровая техника»:

а — в транспортном положении; б — в рабочем положении; 1 — переводник; 2 — ствол; 3, 5 — уплотнительные элементы; 4 — упор; 6 — узел якорный; 7 — гидроцилиндр; 8 — кран сферический; 9 — отверстие радиальное


11.1.19. КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ТИПА КРР-146


9      7     8     7    9    7     8




Рис. 11.20. Комплекс технических средств типа КРР-146 (для регулируемого разобщения пла­стов):

1 — кондуктор; 2 — промежуточная колонна; 3 — эксплуатационная колонна диаметром 146 мм; 4 — центраторы жесткие ЦПЖ-195 и ЦСЖ-195; 5 — проходная муфта цементирова­ния типа МЦП-146 или МГСЦ-146; 6 — пакер проходной гидравлический типа ППГУ-146 или ПГПМ1.146; 7 — скважинный управляемый клапан КРР.146.03; 8 — фильтр скважинный управляемый КРР 146.02; 9 — пакер ПГМП1 146-2 или пакер КРР 146.01; 10 — обратный кла­пан ТОК-146; 11 — фиксатор МЦП-220; 12 — доливное устройство ДУ-146; 13 — башмак ÁÎÊ-146

размещения между пакерами механически управляемых — открывае­мых и закрываемых колонных фильтров и клапанов, что позволяет поэтап­но вводить в эксплуатацию различные участки горизонтальной части сква­жины или полностью их изолировать;

по регулированию (открытию — закрытию) колонных фильтров и кла­панов в процессе эксплуатации скважины с помощью многофункциональ­ного внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на насос-но-компрессорных трубах (НКТ) и приводимого в действие гидравлически­ми и механическими операциями.

Общий вид комплекса типа КРР-146 изображен на рис. 11.20.

Техническая характеристика комплекса технических средств типа КРР-146

Наружный……………………………………………………….. 180

Диаметр…………………………………………………………… 124

Максимальное, ÌÏà…………………………………………. 25

Максимальная кН*……………………………………………. 800

Длина рукавного уплотнительного элемента пакера, мм, не менее**            3000

Объем заправляемой в пакер смолы, л, не более                 18

Длина фильтрующего элемента колонного фильтра, мм, не менее***          ………………………………………………………………………… 3000

Зазор â,…………………………………………………………… 0,25±0,05

Длина в рабочем положении, мм, не более:

пакера……………………………………………………………. 7113

фильтра…………………………………………………………. 5827

клапана………………………………………………………….. 2827

Длина в траспортном положении, мм, не более:

пакера……………………………………………………………. 7216

фильтра…………………………………………………………. 6046

клапана………………………………………………………….. 3046

Масса в рабочем положении, кг, не более:

пакера……………………………………………………………. 360

фильтра…………………………………………………………. 265

клапана………………………………………………………….. 140

 


Масса в транспортном положении, кг, не более:

пакера…………………………………………………………….. 370

фильтра…………………………………………………………. 275

клапана………………………………………………………….. 150

Масса êîìïëåêñà, êã, íå áîëåå……………………….. 3000

Присоединительная ðåçüáà ïî ÃÎÑÒ 632 — 80…. ÎÒÒÌ

* Определяется расчетным путем.

** Могут совместно устанавливаться два и более заколонных пакера. *** Могут совместно устанавливаться два и более фильтра.

Область применения комплекса — скважины диаметром 216 мм, об­саженные эксплуатационными колоннами; диаметром 146 мм с горизон­тальным окончанием ствола, вскрывающим отложения, которые должны быть разобщены в заколонном пространстве скважины без ухудшения их коллекторских свойств и с возможностью их сообщения и разобщения с полостью эксплуатационной колонны через механически управляемые фильтрующие и перепускные устройства.

Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш».

Пакер гидромеханический типа ПГМ-195 (рис. 11.21) применяется для установки в необсаженных скважинах нефтяных и газовых месторождений при исследовании и изоляции зон поглощения. Пакер ПГМ состоит из трех основных узлов: якорного 2, уплотнительного 1 и штуцерного 3. Пакер рас­считан на эксплуатацию при температуре рабочей среды до 100 °С.

Техническая характеристика пакера типа ПГМ-195 Боткинского завода

Допустимый перепад давления на пакер, МПа, не более             16

Перепад ÌÏà…………………………………………………. 23

Осевая нагрузка на резиновые уплотнительные элементы при запакеров­ ……………………………………………………………………. 120

Рабочая среда……………………………………………… Âîäà, ãëèíè­
стый и цемент­
ный растворы

Температура………………………………………………… 100

Диаметр проходного сечения ствола пакера, мм, не менее                   70

Диаметр плашек в транспортном положении, мм, не более                   193

Диаметр выхода плашек в рабочее положение, мм, не менее              230

Присоединительная  ÃÎÑÒ 5286 — 75…………. Ç-147

Габаритные размеры в транспортном положении, мм, не более:

диаметр……………………………………………………. 195

длина…………………………………………………………. 2260

Масса…………………………………………………………… 240

Изготовитель: ОАО Торговый дом « Боткинский завод».

ТЯЖЕЛЫЕ ЖИДКОСТИ

Тяжелые жидкости — растворы (или рассолы) солей (преимуществен­но галогенидов щелочных или щелочно-земельных металлов) или их сме­сей, не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полиме­ров, ограничивающих фильтрацию.

Основное назначение тяжелых жидкостей — вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с давлениями в продуктив-

ных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 2 — 5 раз увеличивается его нефтеотдача.

В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут использоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция. Некоторые свойства этих солей и их насыщенных растворов приведены ниже.

Соль…………………………………………………………………………………..       NaCl             CaCl           CaBr2

Плотность ñóõîãî âåùåñòâà, ã/ñì3…………………………………………………………………..           2,16               2,51             3,35

Свойства раствора при температуре 20 °С:

ïëîòíîñòü, ã/ñì3……………………………………………………………………………………………           1,2                 1,4               1,82

содержание ñîëè, %……………………………………………………………… 26,4               39,86           58,84

Основные показатели свойств тяжелых жидкостей в соответствии с их назначением — плотность (в зависимости от пластового давления) и пока­затель фильтрации (9 — 15 см3/30 мин).

Применение тяжелых жидкостей для бурения скважин вследствие их малой вязкости и отсутствия твердой фазы обеспечивает существенное по­вышение скоростей бурения. При использовании тяжелой жидкости со­кращается и расход долот на 15 — 20 %.

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных га­зопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигате­лей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значитель­ного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при вы­боре газообразного агента необходимо учитывать не только экономиче­скую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Как в СНГ, так и за его рубежами наибольшее распространение полу­чили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80—100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой систе­ме циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепа­раторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хо­тя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению сум­марного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воз­духом.

Наиболее распространенный и эффективный способ преодоления не­больших и средних притоков пластовой воды — применение пенообра-зующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше количестве использование ПАВ предот­вращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возник­новения осложнений.

Таблица  7.9

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды

 

 

Оптимальная

Характеристика пластовой воды

 

 

концентрация

 

 

Отношение

 

ПАВ, % к объе-

 

 

допустимой

ПАВ

му воды (в пе-

Химический

Степень

концентрации

 

ресчете на

тип

минерализации

шлама к объе-

 

активное

 

 

му воды

 

вещество)

 

 

 

Сульфонол НП-1

0,23

Гидрокарбонат-

Пресные    и    слабоми-

1:2-1:1

 

 

но-кальциевые,

нерализованные   (р    =

 

 

 

сульфатные и

=    1,0015  ã/ñì3,   æåñò-

 

 

 

хлоридные

кость и 0,09 моль/кг)

 

«Прогресс»

0,1

То же

То же

1:2-1:1

ÎÏ-10

0,1

«

«

4:1-1:1

ÎÏ-7

0,1

«

«

4:1-1:1

КАУФЭ-14

0,12

«

«

1:2

Азолят А

0,1

«

«

1:2

«Прогресс»

0,2

Сульфатно-

Среднеминерализован-

1:2

 

 

натриевые

ные     и     минерализо-

 

 

 

 

ванные  (ρ   =   1,0015  ÷

 

 

 

 

+1,0283 г/см3, жесткость

 

 

 

 

0,09-1,43 ìîëü/êã)

 

ÎÏ-10

0,2

Тоже

То же

4:1-1:1

ÎÏ-7

0,2

«

«

4:1-1:1

Сульфонол НП-1

0,42

«

«

1:2

«Прогресс»

1-1,2

«

Рассолы (ρ = 1,19 ã/ñì3)

1:2

Примечание. Рабочая температура 20 — 50 °С.

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫНекоторые из ПАВ, рекомендованные научно-исследовательскими ин­ститутами для бурения с использованием газообразных агентов, приведены в òàáë. 7.9.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную сис­тему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных плен­ками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широ­ко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твер­дых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, порис­тых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, ос­воении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление состав­ляет 0,3 — 0,8 гидростатического.

Для получения устойчивой пены в жидкой фазе кроме растворителя должен находиться хотя бы один поверхностно-активный компонент, ад­сорбирующийся на межфазной поверхности раствор — воздух.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок.

Из неорганических анионов в наибольшей степени способствуют це­нообразованию фосфаты. Влияние катионов существенно меньше.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообразующего рас­твора должен быть следующим.

Пенообразующее ПАВ (в зависимости от молекулярной массы)……………..      0,5 — 5

Ïîëèìåð-ñòàáèëèçàòîð ïåíû (ÊÌÖ, ÏÀÀ, ÏÂÑ)………………………………………………….      0,2 — 0,75

Электролиты (òðèíàòðèéôîñôàò, NaCl)………………………………………………………..      0,1—0,5

Вода………………………………………………………………………………………………………………….      Îñòàëüíîå

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5—10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

1) пенообразующей способностью (вспениваемостью)  — объемом пе­
ны (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянно­
го объема раствора при соблюдении определенных условий в течение дан­
ного времени;

2)      кратностью пены р — отношением объема пены Vn к объему рас­
твора Уж, который требуется для ее образования:

Р = Vï/Væ;

3)      стабильностью (устойчивостью) пены, временем существования оп­
ределенного объема пены;

4)      дисперсностью — средним размером пузырьков или распределени­
ем пузырьков по размерам;

5)      механическими свойствами  —  относительной плотностью, завися­
щей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от
0,5 р (где р — плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате интенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха.

Технологически это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектировани-ем воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

При приготовлении и применении пен необходимо учитывать сле­дующие факторы:

1) мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую спо­
собность при рН = 8+9;

2)       алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей способ­
ностью при любых значениях рН, кроме рН > 12;

3)       пенообразующая способность ПАВ не изменяется при рН = 3+9;

4)       пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением
температуры до 90 °С;

5)       чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразующая
способность;

6)         соли-жидкости подавляют пенообразование;

7)         полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-меха­
нические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, воды и шлама.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах в последние десятиле­тия были разработаны и стали применяться в промышленных масштабах буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропла-стками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы в рас­творе и косвенно ее оценивают по давлению водяных паров.

Как показывают результаты исследований ВолгоградНИПИнефти, процесс гидратации глин можно частично снизить или полностью приоста­новить, повысив концентрацию электролита в водной фазе инвертной эмульсии.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР) раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухаю­щих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущест­венно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пла­стов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостой­кость долот. Раствор имеет высокую термостойкость (200 — 220 °С). Разра­ботан в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Содержание компонентов в 1 м3
ИБР различной степени утяжеления приведено в табл. 7.5.

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных ма­териалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 7.10 компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборато­рии. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьи­ровать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. И.М. Губкина: ÈÁÐ-2 è ÈÁÐ-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глини­стости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявления се­роводорода.

Составы ИБР-2 и ИБР-4 различной плотности приведены в табл. 7.5, а показатели их свойств — в табл. 7.6.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содер­жание воды, не превышающее 2 —3 %.

Необходимое условие приготовления ИБР — возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)   —   инвертная

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕТаблица  7.5

Состав известково-битумных растворов (кг на 1 м3 раствора)

ТСпМТТПТТРТТТ

Плотность, г/см3

1 WJiyLLlXJ £1×2 Г11

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

 

 

 

 

 

ИБР

 

 

 

 

Дизельное топливо марки ДЛ

563

546

529

512

495

478

461

444

427

410

393

376

Битум с температурой размягчения 120—155 °С (по

155

145

135

125

145

105

95

85

75

65

55

45

методам К и Ш)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Негашеная известь (СаО)

310

290

270

250

230

0150

1090

150

150

130

110

90

Вода

60

56

52

48

44

40

36

32

28

24

20

16

Сульфонол НП-3 или НП-1

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

Барит влажностью менее 2 %

100

250

400

550

700

850

100250

1750

1300

160

1600

1750

 

 

 

 

 

ИБР-2

 

 

 

 

Дизельное топливо

569

552

535

518

501

484

467

450

433

416

399

382

Битум

98

92

86

80

74

80

62

56

50

44

38

32

Известь (в расчете на ее активность, составляющую

147

138

129

120

111

102

93

84

75

66

57

48

60 % ïî ÑàÎ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Бентонит

64

60

56

52

48

44

40

36

32

28

24

20

Вода

32

30

28

26

24

22

20

18

16

14

12

И

Сульфонол

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

СМАД-1

10

10

10

10

10

10

15

15

15

15

15

15

Эмультал

1

1

1

1

1

1

2

2

2

2

2

2

Барит + ЖС-7

267

404

541

678

806

952

1083

1220

1357

1494

1630

1747

 

 

 

 

 

ИБР-4

 

 

 

 

Дизельное топливо

597

580

583

546

527

509

493

474

456

438

421

403

Битум

98

92

86

80

74

68

62

56

50

44

38

32

Известь (в расчете на ее активность, составляющую

196

183

169

156

142

129

115

102

88

75

61

48

60 % ïî ÑàÎ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вода

40

37

34

32

29

26

23

21

18

15

12

10

Бентонит

53

50

47

44

41

38

35

32

29

26

23

20

Кр1

12

13

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

Барит + ЖСК-7

204

345

487

626

796

910

1050

113331

1333

1474

1614

1755

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ1 Кр на 1 м3: 400 л
сульфонола НП-3 (40%-ный раствор); 40 кг СаС12; 195 л СМАД-1; 195 л ИКБ-4 «Н»; 195 л дизельного топлива.

Таблица  7.6

Показатели свойств ИБР-2 и ИБР-4

 

Показатели

Предел изменения

ИБР-2

ИБР-4

 

1

2

3

Плотность, г/см3

1,05-2,3

1,1-1,5

1,5-1,9

1,9-2,3

Условная вязкость,  с,  при истече-

9-20

15-25

16-30

18-40

нии  100 см3 раствора из залитого

 

 

 

 

200 ñì3
(ïðè 46 °Ñ)

 

 

 

 

Статическое    напряжение    сдвига

 

 

 

 

(ïðè 46 °Ñ), äÏà:

 

 

 

 

сне.

0-50

6-20

24-40

30-50

СНС,о

6-100

12-40

40-90

60-120

Пластическая вязкость (при 46 °С),

< 100

50-70

60-80

70-90

мПа-с

 

 

 

 

Динамическое  напряжение   сдвига (ïðè 46 °Ñ), äÏà Фильтрация, см3/30 мин

< 100

30-60

50-100

70-120

0-1,5

0,5-1,5

0,5-1,5

0,5-2

Содержание  водной  фазы  (допус-

<10

<20

<20

<20

тимое), %

 

 

 

 

Примечания: 1. Электростабильность 600 В. 2. Для ИБР-4 цифры 1, 2, 3 обозначают номера рецептур.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕэмульсия (эмульсия II рода) на основе известково-битумного раствора, со­держащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обу­словленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термо­стойкости (180-190 °Ñ).

Ниже приведены показатели качества ЭИБР (помимо технологических свойств, общепринятых для буровых растворов).

Электростабильность (напряжение электропробоя), В…………………………………………………. 250 — 300

Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая не приводит к сниже­
нию ýëåêòðîñòàáèëüíîñòè), %………………………………………………………………………………………… 20

Показатель ôèëüòðàöèè, ñì3/30 ìèí…………………………………………………………………………………. 1

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå…………………………………………………………………………………………….. Íåò

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР. Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, полу­чаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предна­значен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильно­стью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м3: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли МдС12, СаС12 или NaCl2 450 л, СМАД 30 — 40 л; эмуль­гатор (эмультал) 15 — 20 л; бентонит 10—15 кг, барит — до получения необ­ходимой плотности раствора.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введени­ем в его состав окисленного битума в виде 15 —20%-ного битумного кон­центрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100-120 °С — 2 % (20 кг
на 1 м3), при более высо­кой òåìïåðàòóðå (140- 150 °Ñ) — 3 % (30 êã íà 1 ì3).

Помимо основных технологических свойств, характерных для буровых растворов и измеряемых общепринятыми методами, для ВИЭР характерны следующие показатели.

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü,                                                          100

Ãëèíîåìêîñòü, %                                                                  20

Показатель фильтрации, см3/30 мин                                   0,5

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå                                                      Íåò

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор {ТИЭР) разработан совместно ВНИИБТ и СевКавНИПИнефтью. ТИЭР — инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного пет-ролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. При­меняют его при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечивае­мой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой ско­ростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным пределом термо­стойкости приведены в табл. 7.7, а составы утяжеленных эмульсий в зави­симости от их плотности, водомасляного отношения и концентрации орга-ноглины — в табл. 7.8.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах.

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü, Â…………………………………………..        250 — 450

Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин                 2 — 3

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå                                                       Íåò

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость r\m = 60+90 мПа-с, CHCi = = 12+85 дПа, СНСю = 24+110 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Таблица  7.7

Оптимальные составы термостойких эмульсий

 

 

Соотношение фаз (вода: масло)

Концентрация бентонитовой глины, %

Предел термо­стойкости, °С

черкасской

саригюхской

асканской

60:40 60:40 60:40 50:50 40:60

2 3

1,5 2 3 5 6

1 1,5 2 4 5

100 125 150 180 200

Примечание. Содержание мыльного эмульгатора: 4 % СМАД и 2 % СаО.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕТаблица 7.8

Оптимальные составы утяжеленных ТИЭР

 

Соотношение фаз

Концентрация

Плотность эмульсии,

Предел

(вода: масло)

органоглины, %

г/см3

термостойкости, °С

60:40

3

1,25

150

50:50

3

1,5

150

40:60

3

2,6

180

30:70

4

2,25

200

20:80

5

2,5

200

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркулирую­щей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 — 0,8 мм.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана в б. ВНИИКРнефти. Она облада­ет высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии мо­жет быть увеличено до 20 — 25 %. Это обеспечивает повышенную устойчи­вость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах.

Ïëîòíîñòü, ã/ñì3……………………………………………………………………………………………           1,03 — 2,1

Условная âÿçêîñòü, ñ…………………………………………………………… 150 — 200

ÑÍÑ1/10, äÏà………………………………………………………………………….. 3-24/12-48

Показатель фильтрации, см3/30 мин…………………………………….. 3 — 6

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü, Â………………………………………………………… 250 — 500

Ãëèíîåìêîñòü, ã/ë, íå ìåíåå………………………………………………… 225

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå………………………………………………..        Íåò

РЕЗИНОВЫЕ КОЛЬЦА ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Для предохранения бурильных и обсадных колонн от истирания при бурении скважин используют резиновые кольца. Они работают в среде буровых промывочных растворов с добавками нефти при температуре до 150 °Ñ.

Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть вы­полнены разъемными или неразъемными. Отечественная промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной конструкции по ГОСТ 6365 — 74.

Форма и размеры колец, предусмотренных указанным стандартом, да­ны â òàáë. 5.22 è íà ðèñ. 5.21.

Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А ГОСТ 6365-74.

По физико-механическим показателям резина для изготовления колец должна соответствовать следующим нормам:

Предел ïðî÷íîñòè ïðè ðàçðûâå, ÌÏà, íå ìåíåå………………………………………………………….       17

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее……………………………………………………..       450

Относительное остаточное удлинение после разрыва, %, не более…………………………………       27

Сопротивление ðàçäèðó, Í/ñì, íå ìåíåå………………………………………………………………….       490

Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч   при  20±5 °С в объ­
емной ñìåñè èç 95 % áåíçèíà è 5 % áåíçîëà, %, íå áîëåå………………………………………       15

Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при 20±5 °С в неф­
тяной æèäêîñòè ìàðêè ÑÆÐ-1, %, íå áîëåå……………………………………………………………       3

Коэффициент   старения при 150 °С   после 24 ч пребывания в нефтяной жидкости СЖР-1, не менее:

по ïðî÷íîñòè……………………………………………………………………………………………………….       0,8

по îòíîñèòåëüíîìó óäëèíåíèþ………………………………………………………………………………       0,5

Твердость ïî ïðèáîðó ÒÌ-2, óñë. åä……………………………………………………………………….       55 — 65

Èñòèðàåìîñòü, см3/(кВтч), íå áîëåå……………………………………………………………………….       200

Разработанные различными научно-исследовательскими организация­ми более совершенные разъемные конструкции колец пока еще не нашли в практике широкого применения.

Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольцо непосредственно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80 — 90 °Ñ â òå÷åíèå 10—15 ìèí.

Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы. Применение смазок, облегчающих надевание колец, не допускается.

Таблица 5.22

Размеры (в мм) резиновых колец

 

 

Тип кольца

D

d

I

Л

к

А

d1

Размер буриль­ной тру­бы, для которой предна­значается кольцо

Наружный диаметр кольца, надетого на трубу

(справочные)

А Б В

4,

Г

А

90 115 142 150 165 190

50 75 90 95 140 120

155 150 195 195 200 210

135 130 165 165 170 180

149 144 185 185 190 200

85 103 125 132 147 173

56 81 100 105 110 130

73 89 114 114, 127 140 168

115 128 162 170 200 225

РЕЗИНОВЫЕ КОЛЬЦА ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Рис. 5.21. Протекторное резиновое кольцо для бурильных труб

Для предохранения колец от повреждения при работе обсадная колон­на не должна иметь технических повреждений. Центрование буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спускоподъемных опе­рациях должно обеспечивать прохождение через ротор колец и замков бу­рильных труб без посадок и ударов.