мвт бурового раствора что это

Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 115В, 230В

Для оптимального контроля качества буровых растворов проводятся испытания, позволяющие получить информацию о происхождении и виде глин, находящихся в буровом растворе. Эта информация необходима при проведении бурения, так как находящиеся в пробуренной породе глины и сланцы, попадая в буровой раствор, оказывают влияние на процесс бурения в целом.

Метод метиленового синего (МВТ) ежедневно используется для определения обменной способности глины и активных твердых компонентов, содержащихся в буровом растворе. Анализ основан на определении абсорбционных способностей глин, готовых к реакции обмена с катионами, находящимися в буровом растворе. Абсорбированные глиной кати-оны, в результате реакции заменяются на катионы метилена синего. Чем больше ионы глины способны заменить катионов метиленового синего, тем более активна глина, и тем выше потенциал разбухания. Только химически активная часть глины вступает в реакцию, другие же, неактивные материалы, такие как песок, барит, известняк и прочие неабсорбирующие материалы- не вступают в реакцию с метиленовым синим. Когда в испытуемой пробе содержится только один вид глины, то гарантирован точный результат оценки количества активной глины. Если же в испытуемом растворе присутствуют несколько видов глин, то в этом случае, до проведения испытания, рекомендуется провести предварительную оценку преобладающих глинистых материалов, а затем очистку пробы. Предварительная обработка перекисью водорода позволяет лишить этого свойства такие органические материалы, как лигносульфонаты, лигниты, целлюлозные полимеры, полиакрилаты и пр.

Знание видов глины, содержащихся как в буровом растворе, так и в пласте помогает оптимально контролировать предельное статистическое напряжение сдвига, вязкость и плотность бурового раствора, стабильность ствола скважины и себестоимость химреагентов, предотвратить такие осложнения как затяжка и прихват буровой колонны. Без использования МВТ, не определенная выбуренная порода будет оставаться, загрязняя буровой раствор. Полный анализ бурового раствора включает в себя МВТ, ретортный анализ, определения солей и является лучшим средством для оптимального контроля качества бурового раствора. В комплект включены все необходимые реагенты, лабораторная посуда и приборы для проведения анализа на месторождениях. Все компоненты набора хранятся в удобном транспортировочном кейсе из нержавеющей стали.

Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 115В

168-00

Комплект для определения абсорбционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 230В

168-00-1

Размеры: 28,6 x 16,5 x 30,5 cм

Компоненты:

Реагенты:

Кейс:

144-36 Универсальный диагональный контейнер

163-27 Зажим средний

163-28 Зажим большой

По дополнительному заказу:

Новости

Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek

Полностью обновленный анализатор кинематической вязкости S-flow IV+ от компании Omnitek

Лабораторные и пилотные ректификационные установки

Компания Pilodist предлагает серию лабораторных установок периодического действия и пилотных установок периодического и непрерывного действия для проведения ректификации.

Источник

Основные свойства буровых растворов

Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:

Вязкость

Высокая вязкость требуется для:

Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:

Плотность

Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.

Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:

Водоотдача

Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.

Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.

Химические свойства

Химические свойства влияют на:

Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.

Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.

Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.

Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;

Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.

Измерения (химические анализы фильтрата):

pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.

Содержание твердой фазы

Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).

Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.

Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:

Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.

Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.

Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.

Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.

Измерительные приборы и измерения:

Заполнение журнала по буровому раствору

Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.

© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.

Источник

25. Промывка скважин. Основные параметры буровых растворов.

1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря кор-кообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1) выполнять возложенные функции;

2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;

5) быть удобными для приготовления и очистки;

6) быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования.

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

— агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

— агенты на углеводородной основе;

— агенты на основе эмульсий;

— газообразные и аэрированные агенты.

Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению.

Показатель фильтрации— способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Суточный отстой— количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка— параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Параметры буровых растворов и методы их измерения

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение.

Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов.

Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

Свойства бурового раствора регулируют:

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины.

Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

Источник

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4

Р1 – масса камеры с буровым раствором, г;

Р2 – масса камеры с твёрдым остатком, г.

Что за параметр МВТ, о чём он говорит?

Ответ: Mud Bentonite Test (MBT) – катионообменная ёмкость или концентрация коллоидной фазы (распущенных частиц) в буровом растворе (на практике оценивается по замеру концентрации бентонита в буровом растворе, что и является показателем катионообменной ёмкости), измеряется в г/л = кг/м3; МВТ (или коллоидная фаза бурового раствора) обладает высокой активностью, благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе; такая дисперсная система отличается большой удельной площадью их суммарной поверхности, а поведение частиц, и бурового раствора в целом, определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения и отталкивания между частицами; коллоиды с размером частиц от 0,1 до 2 мкм и характеризуют вязкость и фильтрационные свойства раствора.

На что влияет СНС, и на что ДНС?

Ответ: СНС влияет на текучесть и вязкость ПЖ; ДНС влияет на качество очистки и вынос из скважины шлама, на реологические свойства ПЖ.

СНС (статическое напряжение сдвига) – параметр ПЖ, характеризующий прочность структуры, возникающей в покоящемся растворе, а также интенсивность упрочения структуры во времени (замер через 1 мин. и через 10 мин. покоя); или удерживающая способность ПЖ.

— в каждом пункте приготовления тампонажного раствора непрерывно производить замеры его плотности вручную ареометром (рычажными весами) с отбором проб из чанов для затворения цемента; обеспечить хранение проб в течение времени ОЗЦ;

— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;

— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;

— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

Если есть возможность и время, то под осреднительную ёмкость можно приспособить любую свободную ёмкость на буровой, с соответствующими цементажу обвязкой и объёмом этой ёмкости.

Что будете делать если не получили «Стоп» после прокачки расчётного количества продавки?

Что необходимо проверить перед началом цементирования?

— результаты лабораторного анализа цементных растворов (обычно забывают);

— цементировочную головку, продавочные пробки;

— количество, работоспособность и расстановку техники и персонала, участвующих в цементаже;

— количество и качество цемента и жидкости затворения;

— поведение скважины во время промывки;

— результаты расчёта цементажа по плану работ с целью корректировки на не предвиденные (не предусмотренные) изменения.

Что делать, если при цементировании отказала СКЦ?

Ответ: продолжать цементаж с контролем параметров в ручном режиме и закачиваемых объёмов по ёмкостям ЦА; не зависимо от наличия СКЦ в процессе цементирования необходимо:

— контролировать давление нагнетания жидкостей в скважину по манометрам высокого давления, установленным на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;

— учитывать текущий и суммарный объёмы закачанных в скважину жидкостей по тарированным ёмкостям цементировочных агрегатов, назначив для этого ответственных ИТР;

— контролировать характер циркуляции и корректировать режимы работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

18 остановочных пунктов буровой, особенно те, которые связаны с технологией, а не с документами?

1) изменение технологического процесса без согласования с Заказчиком (-Западная Сибирь»).

2) отсутствие паспортов используемого оборудования и материалов.

3) производство работ без утверждённого технологического плана.

4) наличие аварийных утечек и разливов технологических жидкостей по кустовой площадке; замазученность территории кустовой площадки в радиусе 50 метров от устья ремонтируемой скважины.

5) несоответствие параметров бурового раствора ИТП перед вскрытием проектного продуктивного пласта.

6) не работает хотя бы одна ступень очистки при вскрытии проектного продуктивного пласта.

7) по геофизическим замерам ожидается уход скважины за круг допуска, дальнейшее бурение без исправительных работ запрещается.

8) отсутствует эксплуатационная колонна на мостках за 50 м до вскрытия проектного продуктивного пласта.

9) отсутствует или не исправен индикатор веса при СПО; эксплуатируется индикатор веса при СПО без необходимой документации (паспорт, тарировки и др.).

10) отсутствуют или неисправны: искрогаситель на агрегате для ремонта скважин и специальной технике; уровнемер на ёмкости долива; манометры, применяемые в обвязке устья скважины, в соответствии с утверждённой схемой.

11) отсутствует жидкость долива скважины, в соответствии с планом работ, при подъёме труб (не распространяется на долив дегазированной нефтью; при доливе дегазированной нефтью применяются требования локальных нормативных документов, утверждаемых ежегодно).

12) не установлено ПВО на устье скважины или отсутствует документация на ПВО (паспорт, акт опрессовки в условиях механических мастерских), либо отсутствует согласованное в установленном порядке разрешение на производство работ без установки ПВО; устье скважины с ПВО обвязано с нарушением утверждённых схем.

13) нарушены схемы установки якорей согласно паспортным данным завода-изготовителя, требований стандартов.

14) проводится эксплуатация оборудования, инструмента, механизмов, контрольно-измерительных приборов и подъёмных агрегатов в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, приборы), а также при нагрузках и давлениях с превышением рабочих параметров выше паспортных.

15) отсутствует или неисправен ограничитель подъёма талевого блока и ограничитель грузоподъёмности лебедки (если предусмотрено заводом-изготовителем).

16) не полный состав вахты, включая машиниста подъёмного агрегата.

17) используются не очищенные желобные емкости для промывки, бурения и фрезерования.

18) в работе талевый канат, подлежащий отбраковке.

18 остановочных пункта буровой, которые связаны, в основном, документами?

1) отсутствует пусковая документация:

— план-заказ, акты на глушение и стравливание скважины (не требуются при работе на скважине, внесённой в перечень скважин, на которых допускается проведение ТКРС без глушения и без наличия расчёта, выданного ЦДНГ на отсутствие условий фонтанирования скважины);

— акт приёма-сдачи скважины в ремонт;

— планы выполнения сложных технологических операций (СКО, РИР и т. п.);

— акты на выполнение отдельных видов работ (восстановление циркуляции, промывка, кислотные обработки и т. п.);

— наряд-допуск на опасные виды работ;

— наряд-допуск на одновремённое производство работ;

— акт проверки целостности цепи заземления (протокол замера сопротивления контура заземления);

— схема фактической расстановки оборудования;

— акт на скрытые работы и испытание якорей (при использовании якорей);

— акты опрессовки ПВО на устье скважины;

— схема расположения подземных и наземных коммуникаций, утверждённая маркшейдерской службой.

2) отсутствует обязательная техническая и проектная документация.

3) отсутствует утверждённый и согласованный план работ на ремонт или освоение скважины.

4) отсутствует план ликвидации возможных аварий.

5) отсутствует документация на грузоподъёмное оборудование, грузоподъёмные приспособления, технологический инструмент и материалы (паспорта, акты дефектоскопии и сертификаты), при их необходимости использования и применения в работе.

6) отсутствует двухсторонняя связь с диспетчерскими службами.

7) отсутствуют или не исправны первичные средства пожаротушения.

8) отсутствуют или не исправны средства индивидуальной защиты.

9) отсутствует ознакомление закреплённого персонала бригады с планом ликвидации аварий, инструкциями, стандартами, планом работ под роспись.

10) отсутствуют удостоверения о проверке знаний и по курсу «Управление скважиной при ГНВП».

11) отсутствует инструктаж по безопасности труда и пожарной безопасности на рабочем месте.

12) отсутствуют паспорта заводов-изготовителей на оборудование, инструмент, механизмы, контрольно-измерительные приборы и агрегат для ремонта скважин.

13) отсутствуют сертификаты качества на используемые химические реагенты и расходные материалы.

14) отсутствует ответственный инженерно-технический работник при проведении работ повышенной опасности.

15) отсутствует совмещенный план-график и схема территориальной ответственности при одновременном производстве работ.

16) отсутствует эскиз спускаемого нестандартного оборудования.

17) расходятся фактические параметры жидкости глушения, промывки и долива с расчётными показателями по данной скважине.

18) отсутствует или нарушена целостность защитного заземления.

Был ли у вас цементаж? Какой плотности качали цемент на забой и какой плотности – выше? Что применяли для облегчения цементного раствора?

Источник