Справочное рук-во оператора станции ГТИ



УТВЕРЖДАЮ
Генеральный директор
ООО «Петросервис-Гео»
_______________Кондрашин В.А.
«____» ______________ 2008 г.









СПРАВОЧНОЕ РУКОВОДСТВО
оператора станции ГТИ












г. Саратов
2008 г.
I ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ХАРАКТЕРА

1. Геохронологическая шкала

Q – четвертичный период 0,7 млн.лет - до наст.
времени
N – неоген 25 - 0,7 млн.лет

P – палеоген 65 – 25

K – мел 132 – 65

I – юра 185 – 132

T – триас 235 – 185

P – пермь 280 – 235

C – каменноугольнный (карбон) 345 – 280

D – девон 390 – 345

S – силур 435 – 390

O – ордовик 500 – 435

Є - кембрий 570 – 500

PR – протерозой 2500 – 570

AR – архей 4600 – 2500



2. Основные понятия о горных породах

Горная порода представляет собой совокупность минералов (иногда один минерал), формирующую геологическое тело и образовавшуюся в определенной термодинамической и химической обстановке земной коры.
Макроскопически горную породу определяют по внешнему облику, слагающим ее породообразующим минералам, а также по величине и характеру распределения этих минералов.
Последние особенности обуславливают структурно-текстурные признаки породы.
Структура – совокупность признаков, характеризующих породу по характеру структурных элементов – минералов (размеры, форма, взаимное расположение).
Текстура – пространственное распределение ее минерального вещества, обусловленное ориентировкой, взаимным расположением структурных элементов и способов выполнения пространства.
По происхождению горные породы подразделяются на три основные группы:
магматические (гранит, диабаз, базальт);
осадочные (песчаник, глина, известняк)
метаморфические (сланцы, кварцит, мрамор).


2.1. Осадочные горные породы
Горные породы возникшие при участии экзогенных процессов, т.е. в результате взаимодействия с атмосферой, гидросферой, и биосферой называются осадочными горными породами.
По генезису (характеру образования) осадочные породы подразделяются:
обломочные, являющиеся продуктом механического переотложения продуктов выветривания коренных пород;
хемогенные, образующиеся путем выпадения в осадок минерального вещества из истинных и коллоидных растворов;
органогенные, сложенные преимущественно остатками растительных и живых организмов (раковинками, остатками растений, мягкими частями организмов, трансформированными в жидкие и газообразные углеводороды и т.п.)
В природе наиболее широко распространены породы смешанного типа – органогенно-хемогенные, хемогенно-обломочные и другие.

2.1.1. Обломочные горные породы
Классификация обломочных горных пород производится по величине обломков, степени их сцементированности и по минеральному составу обломков.
По величине обломков не сцементированные, рыхлые разности подразделяются на:
глыбы – (>10см)
валуны – (10 – 100см)
гальку – (окатанные частицы) и щебень (не окатанные), (10 – 100мм)
гравий – (1 – 10мм)
песок – (0,1 – 1мм)
алеврит – (0,01 – 0,1мм)
глину – (частицы менее 0,1мм), плотность 2,25 – 2,70г/см3
Консолидированные, сцементированные аналоги рассмотренных пород имеют следующие наименования:
брекчия (не окатанные обломки) и конгломерат (окатанные)
(величина обломков более10 мм)
микробрекчия и гравелит (1 – 10мм)
песчаник (0,1 – 1мм)
алевролит (0,01 – 0,1мм)
аргиллит (<0,01мм).

Типы цемента:
(по его составу и по способу выполнения пространства):
базальный – цемента мало и он разобщает зерна, т.е. зерна плавают в цементе;
поровый – цемент заполняет поры, обломки соединены между собой;
пленочный – цемента мало, он только обволакивает зерна, а поры остаются;
контактный – цемента мало, он только на контактах зерен;
смешанный – разные типы цемента.
Вещественный состав цемента может быть разным: чаще всего – глинистый, известковый, или известково – глинистый. Реже – кремнистый, железистый, гипсовый, ангидритовый, баритовый, пиритовый и т.д.

2.1.2. Хемогенные горные породы
При химическом выветривании растворимые части горных пород переходят в раствор,а затем выпадают коллоидные осадки гидроокислов Fe, Al, Mn, (лимонит, боксит, пиролюзит),карбонатов Ca, Fe, Mg. Сульфатные и галоидные соединения выкристализовываются лишь из вод лагун и озер повышенной солености в засушливом климате. Так образуются гипс, галит, сильвин. Среди карбонатных пород наиболее распространены известняки – породы содержащие более 50% CaCO3. Плотность их от 1,3 – 1,8г/см3 для рыхлых разностей до 2,4 – 2,65 г/см3 для плотных, твердых известняков. Мергель – порода состоящая из равных частей CaCO3 и глины.

2.1.3. Органогенные горные породы
Породы этого типа в основном сложены органическими остатками различной степени сохранности, с содержанием органогенной части >50%.
Органогенные карбонатные породы – породы состоящие из карбонатных (CaCO3) раковин и скелетов микроорганизмов – известняки-ракушняки, рифовые известняки, криноидные известняки, мел.
Кремнистые органогенные породы – диатомиты, опоки, трепелы – состоящие из обломков раковин и скелетов микроорганизмов построенных из кремнезема – опала. Каустобиолиты – органогенные породы ряда углей и битумного ряда. Породы ряда углей – торф, лигнит (бурый уголь), каменный уголь, антрацит (плотность от 0,5 для торфа до 1,8 для антрацита).
Породы битумного ряда – нефть, асфальт, озокерит, нефтяные (горючие) сланцы.

3. Давления и температура в земной коре

Горное давление – напряжения, возникающие в массиве горных пород, вблизи стенок скважин в результате действия гравитационных и тектонических сил.
Поровое давление – давление флюида в глинистых непроницаемых породах.
Пластовое давление – давление пластового флюида на вмещающие породы в пластах – коллекторах, имеющих внутреннюю гидродинамическую связь по площади и разрезу.
Геостатическое давление – давление выше залегающих горных пород.

Р =
·*g*H , где
· - средневзвешенное значение
плотности пород.

Эффективное давление (напряжение) – разность между горным давлением и
пластовым (поровым).
Рэф = Рг – Рпор

Дифференциальное давление – разность забойного давления и пластового (порового).
Температурный градиент – увеличение температуры на единицу глубины
[град/м].
Температурная ступень – увеличение глубины на единицу температуры [град/м].

4. Возникновение и прогнозирование зон АВПД, понятие о D-экспоненте

Горному давлению пород противодействует как давление пластовой жидкости в порах, так и механический сдвиг на контакте зерен. По мере вытеснения жидкости из порового пространства погребенной породы происходят уплотнение породы и снижение ее пористости. Такой процесс происходит при контакте глинистых пород с мощными сообщающимися коллекторами (песчаниками, алевролитами и др.). Давление в коллекторах приближается к гидростатическому, условно называемым нормальным.
Если мощная глинистая толща содержит коллекторы ограниченного объема, происходит неполное вытеснение жидкости из глин, что ведет к повышению их пористости и вызывает возникновение аномально высоких поровых давлений (АВПД).
Аномально высоким пластовым давлением флюида принято считать такое давление, которое превышает более чем на 20% гидростатическое давление столба пресной воды на данной глубине.
Создание АВПД возможно также и за счет тектонических усилий, которые сопровождаются поднятием и взбросом блоков или прогибов бассейнов, что ведет к изоляции отдельных участков земной коры от нормальных путей миграции.
Методики прогнозирования АВПД базируются на том представлении, что под влиянием геостатического давления глины, уплотняясь, отдают связную воду, и их пористость с глубиной уменьшается по экспоненциальному закону:
, где
Kп и Kо – пористость глин на заданной глубине и на поверхности;

· - константа, характеризующая степень уплотнения глин с глубиной
Рэ – эффективное давление
Рэ = Рг – Рпор
Рг =
·п * g * H – геостатическое давление;
·п – средняя плотность
пород по разрезу
Рпор =
·в * g * H – поровое давление;
·в – средняя плотность воды по
разрезу

Рэ = (
·п-
·в) * g * H

Ln Kп = Ln Kо
· * Рэ =
· Ln Kо -
· * H * g * (
·п-
·в),

Так как
· * H * g * (
·п-
·в) = const, обозначим ее A, получим:

Ln Kп = Ln Kо А * H ,
т.е. из этого следует, что при нормальном уплотнении глин между величиной Ln Kп и глубиной их залегания существует практически прямолинейная зависимость.
Наличие в породе АВПД приводит к некоторой разгрузке скелета, снижению Рэ и увеличению Кп. В результате зависимость Ln Kп = f(H) в зоне АВПД отклоняется от линейной. Именно это явление и легло в основу различных методик прогнозирования зон АВПД и количественной оценки давлений в пласте.
Одной из признанных методик является метод Ds – экспоненты (Dexp), разработанный Американским нефтяным институтом. В несколько измененном виде он вошел в РД 39-0147-009-723-88 и определяется следующим образом:
где:

·о – средневзвешенная плотность пластовых вод (принимается
равной – 1,05 г/см3)


·э – эквивалентная плотность бурового раствора в процессе
циркуляции с учетом потерь давления в кольцевом
пространстве [г/см3].
Приближенно эквивалентную плотность можно определить по следующей формуле:

где:
H – глубина скважины [м]
Pвх – давление нагнетания [кГ/см2]
Vмех – мех.скорость бурения [м/час]
Wд – нагрузка на долото [т]
Dдол – диаметр долота [мм].

При подходе к пласту-коллектору с АВПД в глинистой покрышке будет существовать зона разуплотнения (так называемая переходная зона). Мощность переходной зоны иногда достигает более 100 м. Напряженность пород здесь понижена, а буримость повышена. Показатель Dexp резко начнет уменьшаться.
За счет увеличения пористости глин – плотность их в переходной зоне также понижена

Определив плотность глин и величину Dexp, можно количественно оценить величину порового давления:
где:
G – градиент Рпор, [кГ/см2/м]
H – заданная глубина [м]
где:

·гл – плотность глин на рассматриваемой глубине, [г/см3]

·р – плотность раствора, [г/см3]





II ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ
Основным породоразрушающим инструментом при бурении являются буровые долота. Долота делятся по:
а) Назначению
- для сплошного бурения
- для бурения с отбором керна
б) По исполнению
- пикообразные
- лопастные
- торцовые ( фрезерные )
- шарошечные
в) По воздействию на породу
- режуще - скалывающего типа(лопастные)
- дробяще - скалывающие типа (шарошечные)
- режуще - истирающего типа (ИСМ, алмазные)
1. Основной объем бурения в РОССИИ производится шарошечными долотами. В соответствии с ГОСТ 20692-75 шарошечные долота изготавливаются следующих типов (см. табл.№ 1)
Таблица № 1
ТИП

Геологические условия
проходки
Исполнение шарошки

М

Бурение мягких пород
С фрезерованными зубьями*


МЗ

Бурение мягких абразивных пород
Со вставными твердосплавными зубками**

МС
Бурение мягких пород с пропластками пород средней твердости

С фрезерованными зубьями


МСЗ
Бурение мягких абразивных пород с пропластками пород средней твердости
С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками

С

Бурение пород средней твердости
С фрезерованными зубьями

СЗ

Бурение абразивных пород средней твердости
Со вставными твердосплавными зубками

СТ

Бурение пород средней твердости с пропластками твердых пород
С фрезерованными зубьями

Т

Бурение твердых пород
С фрезерованными зубьями

ТЗ

Бурение абразивных твердых пород
Со вставными твердосплавными зубками


ТК


Бурение твердых пород с пропластками крепких
С фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками

ТКЗ

Бурение твердых абразивных пород с пропластками крепких
Со вставными твердосплавными зубками


К


Бурение крепких пород
Со вставными твердосплавными зубками


ОК


Бурение очень крепких пород
Со вставными твердосплавными зубками

* - фрезерованные зубья - выполнены за одно целое с телом шарошки
** - вставные твердосплавные зубки - обычно карбит-вольфрамовые вставки



Рациональное сочетание типа шарошечного долота и разбуриваемой породы приведено в таблице № 2
Таблица № 2
Тип долота
Литологическая характеристика разбуриваемой породы



М

Глины плотные, слоистые и неслоистые, известковистые и неизвест-ковистые, часто песчанистые и слюдистые, иногда с пиритом и конкрециями сидеритов, с прослоями рыхлых глинистых песчаников и алевролитов, глинистых слюдистых мергелей и известняков. Глины с прослоями мелкозернистого песка и вулканического пепла. Известняки и ракушечники.


МЗ

Переслаивание плотных глин, алевролитов, глинистых или карбонатных песчаников и мергелистых известняков. Чередование аргиллитов известковистых и неизвестковистых, алевролитов, песчаников разнозернистых кварцевых с известково-ангидритовым цементом, гли-нистых сланцев. Известняки органогенные с прослоями разнозернистых песчаников, слюдистых глин и алевролитов


МС

Глины песчанистые, аргиллитоподобные, опоковидные. Аргиллиты с прослоями разнозернистых песчаников, глинистых алевролитов, известняков и конгломератов, сцементированных известково-глинистым цементом





МСЗ
Глины пестроцветные и алевролиты с прослоями известняков. Чередование аргиллитов известковистых и неизвестковистых с алевролитами и песчаниками разнозернистыми, известковистыми, кварцевыми, слабослюдистыми. Аргиллиты, алевролиты, песчаники различного состава с прослоями песчанистых доломитов. Конгломераты разногалечные, местами крупновалунные, с прослоями песчаников и глин. Известняки органогенные, глинистые, доломитизированные с прослоями доломитов, мергелей, ангидритов или аргиллитов. Пересла-ивание песчаников разнозернистых, кварцевых, глинистых, плотных аргиллитов, иногда известковистых, местами переходящих в мергель; аргиллитов тонкослоистых, кварцевых, глинистых




С
Известняки и доломиты пелитоморфные мелкокристаллические, местами брекчиевидные, слабодоломитизированные; известняки ракушечники; мел писчий. Глины плотные, тонкослоистые, опоковидные, аргил-литоподобные, алевритистые, известковистые, слюдистые, иногда загипсованные. Аргиллиты слоистые, известковистые; мергели песчанистые. Песчаники различной плотности, разнозернистые, часто известковистые и глинистые; алевролиты плотные и рыхлые, слюдистые, известковистые. Конгломераты разногалечные, местами крупновалунные. Каменная соль крупнокристаллическая, с прослоями глин, ангидритов, доломитов, известняков



СТ
Известняки и доломиты разнозернистые, иногда брекчиевидные, неравномерно глинистые, участками окремнелые. Переслаивание глин алевритистых, алевролитов, песчаников слабосцементированных, аргиллитов известковистых, ангидритов, гипсов, мергелей. Каменная соль крупнокристаллическая, с прослоями глин, мергелей, ангидритов, доломитов




СЗ
Известняки органогенно-обломочные, местами перекристализованные, иногда доломитизированные, с прослоями аргиллитов. Переслаивание плотных глин, иногда аргиллитоподобных, в различной степени песчанистых, известковистых, загипсованных с песчаниками разнозернистыми, кварцевыми, известковистыми, глинистыми, аргиллитами слюдистыми, иногда окремнелыми, алевролитами кварцевыми, песчанистыми, известковистыми




Т
Известняки мелко- и тонкозернистые, местами перекристаллизованные, часто доломитизированные, в различной степени окремнелые. Доломиты мелко- и тонкозернистые, пелитоморфные, плотные, иногда массивные, загипсованные, ангидритизированные. Переслаивание глин и глинистых сланцев песчанистых, слюдистых, алевролитов кварцевых, глинистых и песчаников разнозернистых, кварцевых, полимиктовых, слюдистых. Встречаются конгломераты и гравеллиты.


ТЗ
ТКЗ
Известняки органогенные, тонкозернистые, пелитоморфные, участками окремнелые, доломитизированные. Доломиты мелко- и тонкозернистые, участками окремнелые, с включениями гипса. Аргиллиты иногда окремнелые. Алевролиты и песчаники мелкозернистые, кварцевые. Роговики, андезиты, андезитобазальты.

К
Известняки и доломиты окремнелые


ОК
Алевролиты тонкослоистые. Сланцы углисто-глинистые, филлитизированные. Песчаники кварцевые, кварцитовидные. Андезиты, андезитобазальты



2 По конструкции шарошечные долота делятся на:
2.1. По количеству шарошек:
одношарошечные,
двухшарошечные,
трехшарошечные
2.2 По расположению и конструкции промывочных или продувочных отверстий:
Ц - долото с центральной промывкой
Г - долото с боковой промывкой.
П - долото с центральной продувкой
ПГ - долото с боковой продувкой.
2.3 По конструкции опор шарошек:
В - на подшипниках качения.
Н - на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения )
У - герметизация опоры с маслонаполнением
А - на двух или более подшипниках скольжения.
Литерами А маркируются долота для низкооборотного бурения ( до 150 об/мин),
Н - для среднеоборотного бурения ( от 150 до 400 об/мин ),
В - для высокооборотного бурения ( более 400 об/мин).

Пример маркировки:
III 215.9 МЗГВ - долото трехшарошечное, диаметром 215.9 мм, для бурения мягких абразивных пород, с боковой промывкой, для высокооборотного бурения
III 295.3 МСГАУ - долото трехшарошечное, диаметром 295.3 мм, для бурения мягких пород с прослойками средних, с боковой промывкой, для низкооборотного бурения ( А - все подшипники скольжения), с герметизированными маслонаполненными опорами.
К 139.7/52 ТКЗ - долото для отбора керна диаметром 139.7 мм, диаметр выносимого керна 52 мм, для бурения твердых абразивных пород с пропластками крепких.
В обозначении бурильных головок перед диаметром:
К - для керноприемных устройств без съемного керноприемника, тип резьбы - муфта
КС - для керноприемных устройств со съемным керноприемником, тип резьбы ниппель



Условия применения шарошечных долот
Табл. № 3

Группа пород
Категория пород по буримости

Тип долот

Мягкие
II
М

Средние
III
IV
М, МС
С, СТ, МСЗ

Твердые
V
VI
СТ, Т, МСЗ
Т, ТК, СЗ, ТЗ

Крепкие
VII
VIII
ТК, ТЗ
ТКЗ


Очень крепкие
IX
X
XI
XII
К,ТКЗ
К, ОК,
ОК
-


Категория твердости пород по шкале МАОСА
Табл. № 4

Горная порода
Пористость
%
Категория твердости породы

Карбонатные породы


Известняки (примеси до 10 %)
0 – 3
4 – 10
11 - 20
> 20
VI
V
IV
III


Известняки песчанистые и алевритистые
(примеси до 30 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
20
VI
V
IV
III


Известняки глинистые
(примеси 10 - 30 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VI
V
IV
III


Известняки доломитизированные
(примеси 10 - 25 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VII - VI
VI - V
V - IV
III - IV


Известняки доломитизированные
(примеси 25 - 45 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VII
VII - VI
VI - V
IV - V


Известняки окремнелые
(примеси 12 - 20 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VII
VII - VI
VI - V
IV - V

Известняки окремнелые (примеси 20-30 %)
0 - 3
VIII


Известняки сульфатизированные
(примеси до 20 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VI
V
V
III - IV


Доломиты известковистые
(примеси 10 - 20 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VII - VI
VI - V
V - IV
III - IV


Доломиты известковистые
(примеси 25 - 40 %)
0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20
VII
VII
VII
V - VI


Доломиты окремнелые
0 - 3
4 - 10
11 - 20
20
X
IX - VIII
VIII
VII - VIII

Мергели известковистые
(массивные и слоистые)
0 - 10
11 - 20
> 20
VI - V
IV
III


Мергели известковистые окремнелые
0 - 3
4 - 10
> 10
VII
VI
V - VI


Мергели глинистые
(массивные и слоистые)
> 10
11 - 20
21 - 25
> 25
IV
III
II
V


Мергели глинистые алевритистые
0 - 10
11 - 20
> 20
I
IV
III

Мергели глинистые ожелезненные
0 - 10
11 - 20
VI - V
IV

Мергели доломитовые
4 - 10
10
V
IV

Глинистые породы

Глины
20 - 25
> 20
II
I

Глины уплотненные тонко- и микрослоистые
0 - 3
II


Глины алевритистые
11 - 20
21 - 25
> 25
IV
III
II

Аргиллиты
4 - 10
11 - 20
V
IV - III

Сланцы:
глинистые
глинистые известковистые
глинистые опаловые
глинисто - углистые

4 - 10
> 10
4 - 10
4 - 10
> 10
< 10

IV
II
V
VI - V
IV
II - III

Обломочные породы

Песчаники и алевролиты:
с регенерационным цементом


с контактным кварцевым цементом


с карбонатным цементом




с доломитовым цементом




с карбонатно-глинистым цементом




с глинистым цементом

с гипсовым порово-базальтовым цементом

0 - 3
4 - 10

11 - 20
> 20

0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20

0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20

0 - 3
4 - 10
11 - 20
> 20

0 - 3
4 - 10
11 - 20
0 - 10

X - IX
VIII - VII

VII - V
IV - V

VII
VI - V
IV
III

VIII
VII
VII
VI

VI
V - IV
IV - III
III

V
IV
III - II
IV

Сульфатно-галоидные породы

Ангидриты кристаллические
0 - 3
V

Гипсы кристаллические
0 - 3
III

Каменная соль
0 - 3
I

Кремнистые породы

Кремни
(примеси 10 - 15 %)
0 - 3
II

Кремни глинисто-карбонатные
(примеси до 40 %)
0 - 3
IX - VIII



КОДИРОВАНИЕ ИЗНОСА ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ
ПО МЕТОДИКЕ ВНИИБТ ( РД 39-2-51-78 )

В - износ вооружения ( хотя бы одного венца )
В1 - уменьшение высоты зубьев на 0.25
В2 - то же на 0.5
В3 - то же на 0.7
В4 - то же на 1 ( полностью )

С - наличие скола зубьев, выпадения или скола твердосплавных зубков.
Их число в % записывается в скобках.

П - износ опоры ( хотя бы одной шарошки )
П1 - радиальный люфт шарошки относительно оси цапфы для долот диаметром менее 216 мм - 0-2 мм, более 216 мм - 0-4 мм.
П2 - то же, для долот диаметром менее 216 мм - 0-5 мм, более 216 мм - 4-8 мм.
П3 - то же, для долот диаметром менее 216 мм - более5 мм,
более 216 мм - более 8 мм, заедание шарошки при вращении.
П4 - разрушение опоры.
К - заклинивание шарошек. Их число указывается в скобках.
А - аварийный износ
АВ - поломка и оставление вершины шарошки. АШ - поломка и оставление шарошки.
АС - поломка и оставление лапы долота.
Число оставленных вершин, шарошек и лап указывается в скобках.
Д - уменьшение диаметра долота ( указывается в мм )

Пример:
Для долота III 215.9 СГН - В2, С (10), П2, К (1) - Вооружение сработано на 0.5 (по высоте зубьев), 10% зубьев имеют сколы, люфт шарошек до 5 мм, одна шарошка заклинена.


КОДИРОВАНИЕ ИЗНОСА ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ПО
СИСТЕМЕ КОДОВ IADC

Кодирование износа шарошечных долот по системе кодов IADS отличается от методики ВНИИБТ. более подробным описанием элементов долота и включает 8 позиций (по методики ВНИИБТ - 6), хотя по объему информативности они стоят почти на одном уровне. Кроме того, в системе предусмотрено описание износа по типам долот. Все данные должны записываться в карточку (см. табл. № 5) согласно приведенной ниже расшифровке кодов.

Табл. № 5
Вооружение
Опора
(подшипник уплотнение)
Внешний диаметр
Второстепенный износ
Причина подъема

I
O
D
L
B
G
D
R

1
2
3
4
5
6
7
8


I (1) - ВНУТРЕННИЕ ЭЛЕМЕНТЫ ВООРУЖЕНИЯ
(все внутренние ряды)

О(2) - ВНЕШНИЕ ЭЛЕМЕНТЫ ВООРУЖЕНИЯ
(все внешние ряды)
В колонках 1 и 2 для описания состояния вооружения используется линейная шкала от 0 до 8 в соответствии со следующим:

Фрезерованное вооружение:
0 - отсутствие потери высоты зуба
8 - полная потеря высоты зуба
Со вставными твердосплавными зубками:
0 - отсутствие износа вооружения
8 - полная потеря вооружения
С фиксированными резцами:
0 - отсутствие износа вооружения
8 - полная потеря вооружения

D (3) - ОПИСАНИЕ ИЗНОСА ВООРУЖЕНИЯ
(используются только коды относящиеся к вооружению)
* - показать № шарошки или № в разделе 4

Коды описания износа вооружения

*BC - Слом шарошки
LN - Потеря насадки

BF - Слом алмазной пластины по шву
LT - Потеря зубков или резцов

BT - Слом зубьев или резцов
OC - Эксцентричный износ

BU - Сальникообразование на долоте
PB - Повреждение при СПО (сжатое долото)

*CC - Трещина в шарошке
PN - Закупорка насадки

*CD - Истирание шарошки, потеря вращения шарошки
RG - Износ по внешнему диаметру, скругление внешних резцов

CI - Перекрытие шарошек (задевание одной шарошки за другую)
RO - Кольцевой износ

CR - Кернение долота или разрушение центра шарошки
SD - Повреждение козырька лапы долота

CT - Скол зубков
SS - Износ самозатачивающихся зубков

ER – Эрозия
TR - Образование гребней на забое

FC - Стачивание верхушек зубьев
WO - Промыв инструмента, размытое долото

HC - Термическое растрескивание
WT - Износ зубков или резцов

JD - Износ от посторонних предметов на забое
NO - Отсутствие износа

*LC -Потеря шарошки



L (4) - МЕСТОНАХОЖДЕНИЕ
Для шарошки Шарошка №: Для долота

N - Носовой ряд 1 C - Шарошка
M - Средний ряд 2 N - Вершина
G - Внешний ряд 3 T - Конус
A - Все ряды S - Заплечник
G - Шаблон
A - Все зоны

B (5) - УПЛОТНЕНИЕ ПОДШИПНИКА

С открытой опорой (не герметизированные)
Для описания использованного ресурса
применяется линейная шкала от 0 до 8
0 - ресурс не использован
8 - ресурс использован полностью

С закрытой опорой (герметизированные)
E - уплотнения эффективны
F - уплотнения вышли из строя
N - не возможно определить
X - для долот без уплотнений (алмазных)

G (6) - ВНЕШНИЙ ДИАМЕТР
1 - износа по диаметру нет
1/16 - износа по диаметру 1/16 дюйма
1/8 - износа по диаметру 1/8 дюйма
1/4 - износа по диаметру 1/4 дюйма

D (7) - ВТОРОСТЕПЕННЫЙ ИЗНОС (использовать коды из колонки № 3)

R(8) - ПРИЧИНА ПОДЬЕМА ИЛИ ПРЕКРАЩЕНИЯ РАБОТЫ

Коды причин подъема долота

BHA - Смена КНБК
HR - Подъем по времени

CM - Обработка бур. раствора
LIH - Потеря инструмента на забое

CP - отбор керна
LOG - ГИС

DMF - Отказ турбобура
PP - Рост или падение давления на стояке

DP - Разбуривание цемента
PR - Падение скорости бурения

DSF - Авария с бур. колонной
RIG - Ремонт оборудования

DST - Пластовые испытания
TD - Проектный забой

DTF - Отказ забойного инструмента
TQ - Рост крутящего момента

FM - Смена геологической обстановки
TW - Отворот инструмента

HP - Авария
WC - Погодные условия


Некоторые причины износа долот
Табл. № 6
Состояние долота
Возможные причины износа


Большое число сломанных и потерянных зубков

Неправильный выбор долота
Неправильная приработка долота
Чрезмерно высокая частота вращения
Чрезмерно большая нагрузка
Работа по металлу
Чрезмерно большая интенсивность промывки
Слишком продолжительное время механического бурения

Значительный износ по диаметру
Чрезмерно высокая частота вращения
Слишком продолжительное время механического бурения
Спуск и работа долота в стволе уменьшенного диаметра


Эрозия тела шарошки
Чрезмерно большая интенсивность промывки
Большое содержание твердой фазы в буровом растворе
Чрезмерно большая нагрузка
Долото предназначено для менее твердых пород


Чрезмерный износ опор долота
Чрезмерно высокая частота вращения
Чрезмерно большая нагрузка
Слишком продолжительное время механического бурения
Большое содержание твердой фазы в буровом растворе




III БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

1.ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ

Применяются для спуска в буровую скважину и подъёма породоразрушающего инструмента, передачи вращения, создания осевой нагрузки на инструмент, подвода промывочной жидкости или сжатого воздуха к забою.
Различают трубы бурильные: обычные, утяжелённые и ведущие.

- Обычные трубы бурильные - трубы стальные(СБТ) или цельнотянутые трубы из алюминиевых сплавов (АБТ) круглого поперечного сечения с толщиной стенки 4,75-11 мм, соединяются между собой при помощи бурильных замков или полузамков со специальной крупной конической резьбой. Концы бурильных труб (труба сбт) утолщают для увеличения их прочности.

- Трубы бурильные утяжелённые (УБТ) - стальная труба сбт круглого или квадратного поперечного сечения с толщиной стенки 16-50 мм и более, они также соединяются при помощи резьбы и служат для увеличения жёсткости нижней сжатой части колонны и создания нагрузки на породоразрушающий инструмент.

- Ведущая бурильная труба - цельнотянутая труба многогранного поперечного сечения (квадратное,шестигранное), размещается вверху колонны и передаёт ей вращение от вращателя буровой установки.
На конце труба утолщается для увеличения прочности, наружной, внутренней или комбинированной высадкой.

2.КАЛИБРАТОРЫ

Предназначены для калибрования ствола скважины, центрирования и улучшения работы долота и забойного двигателя, управления параметрами искривления ствола скважины. Изготавливаются по ОСТ 39078-79, ТУ 26-02-839-79,
ТУ 26-02-962-83, ТУ 26-02-963-83, ТУ 26-16-109-80


Рис. № 1 Рис. № 2
Калибратор с прямыми лопастями Калибратор лопастной спиральный


Калибраторы типа К имеют прямые лопасти, тип МС; КС, КСИ - спиральные лопасти. Калибраторы типа 8К, 8КС, 2КС - имеют сменные муфты
Калибраторы используются как центраторы, если устанавливаются над забойным двигателем.


3.ЦЕНТРАТОРЫ

Центраторы предназначены для поддержания оси долота и забойного двигателя в центре поперечного сечения скважины. Центраторы изготавливаются по ТУ 39-01-10-388-78, ТУ 39-146-75, ТУ 39-885-83. На рис. № 2 представлен передвижной центратор забойного двигателя З-ЦДП. Он разработан во ВНИИБТ и за счет установки на расчетном расстоянии от долота на забойном двигателе позволяет решать проблемы стабилизации, увеличения или уменьшения зенитного угла со стабилизацией азимутального направления ствола при бурении наклонно-направленных скважин путем зацентрирования КНБК в требуемых расчетных точках.
В НПК " ТОБУС " разработан центратор упругий и центратор забойного двигателя, которые предназначены для поддержания оси долота в центре поперечного сечения скважины при изменении ее диаметра в изменяющихся горно-геологических условиях.
На рисунках представлены:
опора промежуточная ( центратор квадратный) (Рис. № 1)
передвижной центратор З-ЦДП ( ВНИИБТ ) (Рис. № 2)
центратор упругий -ЦУ ( НПК " ТОБУС ") (Рис. № 3)
центратор забойного двигателя - ЦЗД (НПК "ТОБУС") (Рис. № 4)

Опора промежуточная ( центраторы квадратные)



Рис. № 1
Опора промежуточная (центратор квадратный)


Передвижной центратор З-ЦДП ( ВНИИБТ )



Рис. № 2
Передвижной центратор забойного двигателя 3-ЦДП


Центраторы З-ЦДП могут закрепляться на корпусах забойных двигателей с фактическими отклонениями их наружных диаметров от номинального от 2 до -4 мм. Для закрепления на корпусах забойных двигателей с отклонениями от номинального диаметра более чем на - 4 мм, центраторы могут комплектоваться сменными утолщенными цангами.






Центратор упругий ( НПК ТОБУС )



Рис. № 3
Центратор упругий
1 - ствол, 2 - каркас с упругими опорными планками, 3 - радиальная опора, 4 - осевая опора, 5 - переводник

Центратор упругий ТОБУС предназначен для поддержания оси долота в центре поперечного сечения скважины при изменении ее диаметра, что повышает точность проводки скважин в изменяющихся горно-геологических условиях.
Центратор ЦУ ТОБУС состоит из ствола 1, на котором выполнены замковые резьбы на обоих концах. На проточке при помощи радиальной 3 и осевой 4 опор подвижно установлен каркас 2 с дугообразными упругими опорными планками, который ограничивается в осевом перемещении переводником 5, навинченным на резьбу на конце ствола со стороны проточки. В свободном состоянии наружный диаметр упругого центратора по опорным планкам каркаса больше диаметра используемого долота. Благодаря жесткости на изгиб опорных планок каркаса, ось долота удерживается в центре ствола скважины при любых значениях зенитных углов и диаметре ствола, не превышающем указанный диаметр центратора. При сужении ствола упругие планки каркаса деформируются, удлиняя каркас в пределах гарантированного зазора между ним и осевыми опорами. При бурении упругий каркас центратора не вращается относительно стенок скважины и прижимается силой трения к осевым опорам, которые подвержены износу при вращении вала центратора и являются сменными элементами последнего. Изменение фактического диаметра скважины приводит к увеличению интенсивности искривления. Упругие центраторы предупреждают возникновение поперечных и продольных колебаний компоновки низа бурильной колонны, тем самым повышая ресурс ее элементов и долота

















Центратор забойного двигателя ( НПК ТОБУС )


Рис. № 4
Центратор забойного двигателя
1 - корпус, 2 - каркас с упругими опорными планками
3 - обрезиненная нижняя опора, 4 - упорная гайка

Центратор забойного двигателя предназначен для поддержания оси вала забойного двигателя в центре поперечного сечения скважины при изменении ее диаметра, что повышает точность проводки скважин в изменяющихся горно-геологических условиях. Центратор забойного двигателя состоит из корпуса 1, на котором выполнены проточки, собственно центратора 2 и обрезиненной нижней опоры 3. Для предотвращения проворачивания опоры на корпус наворачивается сцепная упорная гайка 4 с левой резьбой. Упругий каркас 2 выполнен в виде пары цилиндрических колец, соединенных четырьмя упругими планками, отстоящих друг от друга по окружности на 90 градусов, предназначенными для поддержания оси долота в центре поперечного сечения скважины при изменении в процессе бурения ее фактического диаметра. На верхнем конце корпуса выполнена резьба для соединения его с корпусом забойного двигателя. Внутрь корпуса вставляется удлинитель, который верхним концом соединяется со шпинделем забойного двигателя и передает крутящий момент на низ бурильной колонны. Упругие свойства центратора предупреждают возникновение поперечных и продольных колебаний бурильной колонны, тем самым повышая ресурс забойного двигателя.


IV. ПРОМЫВКА СКВАЖИН

1. Давления в скважине

1.1 Гидростатическое давление

Р =
·
· g
· H [Па]
где:

· - плотность бурового раствора, [кГ/м3]
g – ускорение свободного падения, [9,81 м/с2]
H – глубина скважины, [м]

Pг = 0,1
·
·
· H [кГ/см2]


· - плотность раствора, [г/см3]

1.2 Забойное давление.

При отсутствии циркуляции Рзаб = Рг

Во время промывки скважины Рзаб = Рг + Ргск

где: Ргск – гидросопротивления в кольцевом пространстве.

1.3 Пластовое давление.

Пластовое давление – давление флюида, находящегося в пласте на вмещающие
породы (в глинах – поровое, в коллекторах – пластовое).

1.4 Давление гидроразрыва горных пород.

Давление, при котором в породе возникает сеть микротрещин и начинается
интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине.

Ргр = 0,083
· H + 0,66
· Рпл(пор), [кГ/см2]

1.5 Дифференциальное давление.

Разность между забойным давлением и пластовым (поровым).

Р
· = Рг + Ргск – Рпл(пор) [Па, кГ/см2]

2. Определение гидросопротивлений в скважине
2.1. В насадках долот: [Па]
где:
· - плотность бурового раствора, [кг/м3]
Q – расход промывочной жидкости, [м3/с]
dc – средневзвешенный диаметр насадок, [м]


2.2. В бурильных трубах и УБТ: [Па]
где:
L – длина колонны труб, [м]
Dv – внутренний диаметр труб, [м]

2.3. В кольцевом пространстве: [Па]
где:
D – диаметр скважины, [м]
d – наружный диаметр бурильных или обсадных труб, [м]
где:

·G – разница в собственном весе бурильной колонны
без промывки и с промывкой.

3. Определение скорости истечения промывочной жидкости из насадок долота. [м/с]

где:
Q – расход, [дм3/c]
n – число насадок
d – диаметр насадок, [см]

4. Определение скорости движения раствора в трубах и кольцевом пространстве[м/с]
где:
Q – расход, [дм3/c]
F – площадь внутреннего сечения трубы или кольцевого [дм2]
где:
Q – расход, [дм3/c]
D и d – диаметр скважины и труб, [мм]

5. Требования к выбору режима промывки скважины [дм3/с]
где:
D и d – диаметр скважины и труб, [см]
Vк – скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
[дм3/с]
Оптимальная скорость восходящего потока в кольцевом пространстве должна быть в пределах 0,4-0,6 м/с, в вязких глинах до 1,2 м/с (по Мищевичу).
По данным Американского нефтяного института:
Vк = 0,1-0,3 м/с или 0,8 – 1,0 м/с
Если Vмех
· 5м/час, удельный расход жидкости на 1 мм Dдол. должен составлять q = 0.08 дм3/c.
Если Vмех > 5м/час, q = до 0,12 дм3/с на 1 мм диаметра долота.
Для достижения гидромониторного эффекта – перепад давления на долоте должен составлять 50– 75 кГ/см2, а скорость истечения раствора из насадок долота должна быть равной 90 – 110 м/с.

6. Определение суммарных гидросопротивлений при вновь выбранной подаче
буровых насосов.
где:

·P1 – гидросопротивления в скважине при подаче Q1

·P2 – гидросопротивления в скважине при подаче Q2

7. Расчет времени одного цикла промывки, [мин]
где:
Vc , Vм – объемы скважины и металла бурильной колонны [м3]
Q – производительность, [дм3/с]

8. Приближенное определение объема скважины и продолжительности цикла
промывки.
Объем 1 п.м. внутритрубного пространства [дм3] определяется по следующей формуле:
где:
D” – наружный диаметр обсадных труб, выраженный
в целых числах дюймов, [in]

По старой классификации номер долота диаметру обсадной колонны (в дюймах) из под которой ведется бурение.

Пример расчета:
Глубина скважины – 3000 м
Бурение ведется из-под башмака технической колонны 245мм (9”)
долотом 215,9 мм (№9)
Vскв = 40,5
· 3000 = 121,5 м3

Вес инструмента находящегося на забое – 100т
Объем металла определим следующим образом: [м3]
Предположим, что производительность насосов Q = 25 дм3/с, тогда время цикла по формуле п.7, составит: [мин]

9. Определение производительности буровых насосов типа У8-6, У8-6МА-2 [дм3/с]
где:
D и d – диаметры втулки и штока, [дм]
S – длина хода поршня, [дм] (для У8-6МА-2 – 4дм)
n – число двойных ходов [ход/мин]
k – коэффициент наполнения, (принимаем k = 0,85)

10. Определение производительности буровых насосов–триплексов, типа НБТ – 475
[дм3/с]
где:
D – диаметр втулки, [дм]
S – длина хода поршня, [дм] (для НБТ-475 – 2,45дм)
n – число двойных ходов [ход/мин]
k – коэффициент наполнения, (принимаем k = 0,9)

11. Определение расхода жидкости вытекающей из отверстия (насадки, штуцера)
под заданным давлением, выбор штуцера [м3/с]
где:

· - коэффициент расхода для бурового раствора

· = 1,2 – 1,3 г/см3,
· = 0,9

· = 1,4 – 1,6 г/см3,
· = 0,8

· = 1,7 – 1,9 г/см3,
· = 0,7
F – площадь отверстия, [м2]
g – ускорение свободного падения, [9.81м/с2]
H – напор, [метров водяного столба]
Откуда:
где:
Р – необходимое давление [кГ/см2]
Так как
, тогда
где:
d – необходимый диаметр отверстия при заданных
значениях Q и P, [мм]

12. Химические реагенты для обработки буровых растворов

12.1. Реагенты – понизители вязкости (разжижители)
Повышение вязкости раствора вызывается, в основном, тремя причинами:
загустевание в результате перехода выбуренной породы в буровой раствор;
температурное загустевание;
коагуляционное загустевание в результате попадания солей из горных пород и пластовых вод.
Основные разжижители:
вода;
нитролигнин;
игетан;
сульфит-спиртовая барда (ССБ)
конденсированная ССБ (КССБ)
окисленный и хромзамещенный лигносульфонат (окзил)
феррохромлигносульфонат (ФХЛС)
углещелочной реагент (УЩР)
фосфорнокислые соли Na
тринитрилметиленфосфоновая кислота (НТФ)

12.2. Понизители водоотдачи:
УЩР
КССБ
нейтральный сульфитный щелок (НСЩ)
крахмал, модифицированный крахмал (МК-1)
декстран
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)
модифицированная метилцеллюлоза (ММЦ)
гидролизованный полиакрилонитрил (гипан)
К-4
полиакриламид (ПАА), ПАА + ГКЖ
РС-1, РС-2, РС-4
метас
акрилловый сополимер М-14
лакрис-20

12.3. Реагенты – ингибиторы гидратации и диспергирования глин и сланцев:
силикат Na или Ka (жидкое стекло)
хлористый калий KCl
гашеная известь Ca(OH)2
гипс CaSO4
·2H2O
хлористый кальций CaCl2
хлористый натрий NaCl
бишофит MgCl2
·2H2O
алюмокалиевые квасцы KAl(SO4)2
гидрофобизирующие кремний-органические жидкости (ГКЖ-10, ГКЖ-11)

12.4. Термостабилизирующие реагенты
Хроматы и бихроматы щелочных металлов
- хромпик K2Cr2O7

12.5. Реагенты для регулирования pH:
едкий натрий NaOH
едкий калий KOH
кальцинированная сода Na2CO3
известь Ca(OH)2

12.6. Смазочные добавки
нефть
СМАД-1
смесь гудронов СГ
графит
фосфатидный концентрат (ФК-2000, ФК-2000-плюс), кроме того, фосфатид за счет содержания в нем фосфора является «мягким» ингибитором

12.7. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Эмульгаторы.
угольно-фенольный этилен (УФЭ8)
неионногенное ПАВ – ОП-10
сульфонол НП-1
дисолваны

12.8. Реагенты - пеногасители
соапсток
Т-66
МАС-200
ПВ-1
сивушное масло
карболинеум
мылонафт кальция
альфанол
трибутилфосфат (триксан)

12.9. Реагенты для связывания Ca и Mg
углекислый натрий (кальцинированная сода), Na2CO3
углекислый барий, BaCO3

12.10. Реагенты для связывания H2S
хлорное железо FeCl2
каустическая сода NaOH
1,3-диоксициклин
губчатое железо
ВНИИТБ-1
железный сурик ЖС-7
СНУД

12.11. Наполнители
резиновая крошка, опилки
шелуха растений
мел, измельченный известняк

12.12. Утяжелители
мергель
известняк
доломит
сидерит
барит
гематит
магнетит
ильменит
галенит

12.13. Структурообразователи
бентонитовая глина
полимеры
биополимеры
поваренная соль
жидкое стекло
битум

13. Плотности некоторых хим.реагентов. [г/см3]

- УЩР ,ПУЩР - 1,05
- КССБ(жид) - 1,12
КССБ(порошок) - 0,60
КМЦ - 0,30
ССБ(жид) - 1,27
окзил 1,12-1,14
ФХЛС - 0,60
NaOH(жид) - 1,45
NaOH(крист) - 2,02
СМАД-1 - 0,90
нефть - 0,85
хромпик - 2,70
известь(сух) - 3,50
сульфонол(жид) - 1,15
графит 2,2-2,5
триксан - 1,00
бент. глина 2,6-2,7
сода кальцинир - 2,50
гипс - 2,32
барит - 4,20
гематит(ЖРК) - 5,3
галенит - 7,4

14. Определение расхода бентонитовой глины для приготовления 1 м3 исходного глинистого раствора (
·max = 1,16 г/см3), [т]

Ргл = 1,625
·(
·р – 1)
где:

·р – плотность исходного раствора, [г/см3]

15. Определение расхода утяжелителя [т] для утяжеления 1 м3 бурового раствора.
где:

·у – плотность утяжелителя, [г/см3]

·2 – плотность утяжеленного бур.раствора, [г/см3]

·1 – плотность раствора до утяжеления, [г/см3]

16. Определение плотности бурового раствора, полученного после добавки
нефти в раствор, [кг/м3]
где:

·1 – исходная плотность бурового раствора, [кг/м3]

·н – плотность нефти, [кг/м3]
Vн – объем нефти, [м3]
Vp – объем раствора, [м3]

Из этой формулы можно определить и необходимый объем добавки для
снижения плотности бурового раствора (нефти, водного раствора КМЦ и т.д.)

17. Зависимость плотности бурового раствора в зависимости от концентрации
содержащегося в нем газа [%]

где:

· - начальная плотность бурового раствора

·’ – плотность разгазированного раствора

18. Определение значений пластической вязкости
· и динамического напряжения сдвига
·о в зависимости от плотности бурового раствора (по Габузову )

для плотности раствора
· = 1200 – 1800 кг/м3:

для плотности раствора
· = 1800 – 2300 кг/м3:
или иначе: (по Филатову)

· = 0,33
·
· - 0,22 [Пз]


·о = 85
·
· - 70 [дин/см2]

19. Гидравлическая мощность [кВт]
N = Q
· P
где: Q – подача [дм3/с] , Р – давление [кгс/см2]


V ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ

Нарушение непрерывности технологического процесса бурения скважины, вызванные горнотехническими причинами, такие как поглощения, газонефтеводопроявления (ГНВП), обвалы, сужения ствола, желобные выработки, самопроизвольное изменение траектории ствола скважины - называются осложнениями.
Осложнения оказывают влияние на качество ствола скважины, которое, в свою очередь, определяется рядом геологических и технико-технологических факторов, таких как:
частая перемежаемость глинистых пород с песчаниками;
большая мощность глинистых отложений в разрезе скважины,
сохраняющих значительную напряженность;
большие углы падения горных пород;
сильно развитая сланцеватость и трещиноватость;
активное воздействие буровых растворов на разбуриваемые горные породы, приводящее к переходу их в неустойчивое состояние и образование толстых корок в интервалах залегания проницаемых горных пород;
недостаточная скорость восходящего потока бурового раствора;
длительное бурение интервалов, склонных к осложнениям и пребывание их в не обсаженном состоянии.
Эти и другие факторы приводят к зашламлению и сужению ствола скважины, осыпям и обвалам, желобообразованию, что отрицательно сказывается на подвижности инструмента, а иногда вызывает его прихват.

1. ПРИХВАТЫ

Прихваты бурильной колонны в скважинах являются одним из наиболее распространенных и тяжелых видов аварий, которые во многих случаях заканчиваются перебуриванием части ствола скважины, или требуют больших затрат времени и средств.
По общепринятой классификации различают следующие виды прихватов:
дифференциальный, от перепада давления;
вследствие сальникообразования;
заклинивание элементов бурильной колонны в стволе скважины:
в желобной выработке;
в суженной части ствола;
посторонними предметами;
из-за осыпей и обвалов стенок скважины;
текучести пластичных горных пород;
вследствие седиментации твердой фазы.

По причинам возникновения все виды прихватов (кроме расклинивания посторонними предметами) можно объединить в две группы:
Гидростатические прихваты, вызванные нарушением закона Архимеда;
Гидродинамические прихваты, связанные с нарушением нормальной гидродинамики циркуляции бурового раствора в скважине.

Дифференциальный прихват и "заклинивание" инструмента в желобе - результат исчезновения полной смачиваемой поверхности тела трубы промывочной жидкостью, вследствие чего инструмент начинает испытывать воздействие гидростатического давления столба бурового раствора.
При дифференциальном прихвате - сила гидростатического давления проявляется лишь частично, так как бурильная колонна будет испытывать еще и воздействие пластового давления со стороны проницаемого пласта. Если гидростатический прихват происходит в непроницаемых отложениях, то величина гидростатического воздействия будет полной и может достигать весьма больших значений. Сила прихвата будет зависеть от площади контакта трубы со стенкой скважины, траектории ствола, величины прижимающего усилия, достаточного для необходимого компрессионного сжатия глинистой корки, свойств бурового раствора, свойств самой корки (проницаемости, статического напряжения сдвига и т.д.), физико-механических свойств породы.
В желобных выработках, возникающих на перегибах ствола скважины, основной причиной прихватов является не заклинивание элементов бурильной колонны в желобе, а гидростатический прихват - так как желоба вырабатываются преимущественно в мягких, глинистых породах.
Все остальные виды прихватов следует отнести во вторую группу. Причина их возникновения вызвана нарушением нормальной гидродинамики в скважине, которая, в свою очередь, зависит от трех основных факторов:

физико-механических свойств горных пород слагающих стенки скважины;
свойств бурового раствора;
режима промывки скважины.

Поэтому необходимо, еще на стадии проектирования строительства скважины, с целью предупреждения осложнений и аварий, большое внимание уделить выбору конструкции скважины - исходя не только из графика совмещенных давлений - но и с точки зрения возникновения осложнений ствола в процессе бурения. Для правильного выбора диаметров и глубин спуска обсадных колонн, а значит и длины интервалов бурения из под башмака предыдущей колонны, необходимо руководствоваться временем использования открытого ствола с целью не допущения его осложнения. То есть, проектируя новую скважину, необходимо учитывать скорости проводки интервалов предыдущих скважин и степень осложнения их стволов во времени (интенсивность желобообразования, возникновение нарушений нормальной подвижности инструмента, изменения свойств бурового раствора). Иначе говоря, чтобы правильно спроектировать новую скважину - необходимо тщательно проанализировать все осложнения и аварии при бурении предыдущих скважин, и разработать комплекс мероприятий по их предупреждению в дальнейшем (изменение конструкции, профиля, свойств или типа бурового раствора, режимов бурения, применение новых способов и технологий).
Непосредственно в процессе бурения, для уменьшения опасности возникновения осложнений и прихватов должны выполняться следующие мероприятия.

1.1 Для уменьшения опасности прихвата от перепада давления:

геологическая служба обязана прогнозировать и уточнять пластовые давления с максимально возможной точностью и сообщать работникам РИТС (ЦИТС), на буровую уточненные по отношению к проектным интервалы прихватоопасных зон;

плотность бурового раствора должна подбираться таким образом, чтобы не превышать установленной нормы избыточного давления на пласт, указанной в проекте на бурение скважины;

конструкция скважины должна по возможности исключать необходимость создания избыточного давления на проницаемые пласты, превышающего установленную норму. В случае, когда избежать этого невозможно в проекте на бурение скважины должны разрабатываться конкретные мероприятия, уменьшающие опасность прихвата;

химическая обработка бурового раствора должна обеспечивать параметры на поверхности и в забойных условиях в пределах норм установленных проектом;

в буровой раствор должно быть введено необходимое количество смазывающих добавок и ПАВ;

при бурении в прихватоопасных зонах должна обеспечиваться высококачественная очистка бурового раствора;

в КНБК включать УБТ со спиральными канавками. При их отсутствии возможна установка УБТ с центрирующими приспособлениями;

элементы КНБК, устанавливаемые выше калибратора не должны иметь наварных поясков, острых кромок и других деталей, способствующих нарушению глинистой корки на стенках скважины;

при бурении скважин в проницаемых породах необходимо принимать меры против резкого изменения зенитного угла и азимута искривления скважины;

при спуске инструмента перед входом в прихватоопасную зону, в башмаке промежуточной колонны следует произвести проверку аварийного двигателя под нагрузкой, роторной цепи, насосов и т.д. Запрещается входить в прихватоопасную зону при неисправности электрического и другого оборудования;

при вынужденном нахождении инструмента в прихватоопасной зоне, запрещается оставлять его без движения более 5-10 мин (уточняется технологической службой);

наиболее прихватоопасной является свежевскрытая часть ствола, где идет интенсивная кольматация стенок скважины и формирование глинистой корки, поэтому следует принимать все меры для сокращения времени неподвижного контакта колонны со стенками скважины в этой зоне;
перед наращиванием произвести трехкратную проработку на длину ведущей трубы. Причем 1-я проработка со скоростью 1м/мин, а по следующие 1,5-2,0 м/мин каждая. После этого сразу приступить к наращиванию инструмента. Если проработка сопровождается неисчезающими затяжками работу прекратить, поднять долото в безопасную зону или в обсадную колонну. Дальнейшие работы проводить по плану, составленному руководством РИТС или ЦИТС;

при необходимости подготовки скважины к геофизическим работам разрешается промывка скважины непосредственно на забое при условии постоянного вращения и продольного перемещения инструмента;

при невозможности произвести отворот ведущей трубы из-за перелива в трубы, производить промывку и выравнивание промывочной жидкости при непрерывном вращении инструмента с подачей 1 м/мин;

во время наращивания - периодически проворачивать бурильную колонну ротором;

по окончании бурения поднять долото не менее чем на 15м выше глубины с которой начато бурение данным долотом, промыть скважину в течении времени, необходимого для подъема забойной пачки в безопасную зону или в башмак обсадной колонны (если выход незначительный) поднять туда же долото, промыть скважину в течении цикла с проверкой и выравниванием раствора и приступить к подъему. Безопасной считается зона, в которой отсутствуют проницаемые пропластки, и нет необходимости производить срывы инструмента чаще, чем через 15 мин.

при ремонтных работах продолжительностью до 2-х часов бурильная колонна поднимается на 1 свечу выше зоны, пробуренной данным долотом. Если ожидается ремонт или остановка более 2-х часов, бурильная колонна поднимается в безопасную зону или башмак колонны;

во время вынужденных остановок в прихватоопасной зоне без промывки скважины необходимо срывать бурильную колонну на "майна" через 3 - 10 минут (в зависимости от того, с какой разгрузкой происходят отрывы) с последующим проворотом ее ротором. При этом каждый раз необходимо убедиться, что колонна выбрала свой вес;

при отсутствии возможности поднять долото от забоя (отказ аварийного двигателя и т.п.) бурильную колонну необходимо разгрузить на забой на вес, соответствующий длине прихватоопасной зоны, плюс 20 м;

при появлении затяжек в процессе бурения, бурильщик обязан произвести проработку призабойного интервала, как указано выше. Если после этого затяжки не исчезнут, поднять долото в на 15 м выше зоны осложнений, сообщить начальнику буровой или в инженерно-технологическую службу УБР и дальше действовать по их указаниям. Работники инженерно-технологической службы должны лично выехать на скважину для проведения работ;

при отрыве долота от забоя в процессе бурения запрещается давать натяжку свыше 10 т от веса бурильной колонны на "вира". Если при такой натяжке бурильная колонна не освобождается, необходимо:
- сделать разгрузку бурильной колонны на забой на 10-15 т больше нагрузки при бурении;
- сделать натяжку до веса, который был при бурении;
- попытаться провернуть бурильную колонну ротором;
Если бурильная колонна не освобождается, повторить операцию 2-3 раза, каждый раз увеличивая разгрузку на 10 - 15 т (от предыдущей) с последующей натяжкой и проворотом при весе на крюке, который был при бурении.
Если бурильная колонна не освободилась, разрешается произвести разгрузку ее на полный вес, после чего взять ее на "вира" и попытаться провернуть при весе на крюке, равный весу при бурении.
Если и после этой операции освободить бурильную колонну не удалось, расхаживание с большими нагрузками следует прекратить и оперативно готовить скважину к закачке нефтяной ванны.

2. САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЕ

Сальник представляет смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы. В зависимости от содержания воды, сальники могут обладать различной степенью пластичности. И, обычно, имеют высокую механическую прочность и трудно поддаются разрушению.
Сальник вызывает тяжелые прихваты бурильной колонны, заканчивающиеся во многих случаях торпедированием. Подъем бурильной колонны с сальником может вызвать и другие осложнения: обвалы, газонефтеводопроявления и др.


VI ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

При бурении скважин для удаления из забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород используют буровой раствор (промывочную жидкость). Физические и химические свойства бурового раствора играют важную роль в процессе бурения, их можно быстро изменить для повышения эффективности бурения.
Свойства, которые имеют наибольшее значение для гидравлики долота, включают в себя: плотность реологические свойства выход раствора
Плотность – это вес единицы объема бурового раствора, которая обуславливает поддержание частиц бурового раствора во взвешенном состоянии. Увеличение плотности бурового раствора увеличивает его несущую способность за счет увеличения его подъемной силы и вязкости вследствие возросшего содержания в растворе твердой фазы.
Плотность бурового раствора непосредственно связана с количеством и средним удельным весом твердой фазы в системе. Контроль плотности важен потому. Что гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, необходимо для противодействия пластовым давлениям и предотвращения смятия ствола.

Реологические свойства
Реология буровых растворов и связанная с ней гидравлика кольцевого пространства непосредственно связаны с тем, насколько эффективно очищается ствол и насколько он стабилен. К наиболее важным реологическим характеристикам относятся:
Вязкость – имеет большое значение для обеспечения подъемной силы бурового раствора. Вязкость определяется концентрацией, качеством и степенью гидратации взвешенных частиц;
Условная вязкость – характеризует гидравлическое сопротивление бурового раствора течению;
Эффективная вязкость – косвенно характеризует вязкость бурового раствора как ньютоновской жидкости;
Пластическая вязкость – это та часть сопротивления течению жидкости, которая вызывается механическим трением;
Предел текучести или предельное динамическое напряжение сдвига – вторая составляющая сопротивления течению бурового раствора – является мерой электрохимических сил притяжения в буровом растворе;
Показатель фильтрации (водоотдача) – косвенно характеризует способность раствора отфильтровываться через стенки скважины;
Толщина фильтрационной корки – косвенно характеризует способность раствора к созданию малопроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины;
Показатель седиментации – косвенно показывает стабильность бурового раствора.

Выход раствора

Выход раствора является интегральным показателем качества бентонита. Этот расходный показатель раствора зависит от минералогического состава, тонкости помола и технологии модификации. Идеальным вариантом является использование глин с высоким содержанием монтмориллонита с преобладающим содержанием в обменном комплексе ионов калия и натрия (щелочные бентониты), что достигается, как правило, технологией модификации низкокачественных глин.
Стандарты API-13А и OCMA DFCP-4 устанавливают минимальный уровень выхода раствора. В API-13А это сделано не в явной форме, а путем регламентирования содержания глинистой фазы в суспензии при определении ее свойств, которое соответствует выходу раствора в количестве 16 м3/т для бентонита.
1. Определение плотности бурового раствора

Плотность бурового раствора
·, г/см3 - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая - раствор без газовой фазы.
Для измерения плотности могут быть использованы:
весы рычажные - плотномер;
ареометр;
пикнометр.

1.1. Весы рычажные - плотномер ВРП-1

Принцип работы ВРП-1 (рис. 1) основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры.

Основные характеристики:
диапазон измерения плотности бурового раствора:
по верхней шкале, г/см3 от 0,8 до 1,6;
по нижней шкале, г/см3 от 1,6 до 2,6;
погрешность измерения, г/см3 ±0,01.

Порядок работы:
залить раствор в мерный стакан 1 до верхней кромки и закрыть крышкой 2;
удалить излишки раствора, вытекшие через специальное отверстие;
установить подвижную часть на правую призму 5 стойки;
передвигая вправо или влево подвижный груз 7, установить рычаг 6 в положение равновесия и прочесть показания плотности раствора по верхней шкале;
если плотность раствора окажется большей, чем предел измерения по верхней шкале, то подвижную часть весов необходимо переставить на левую призму 4 и провести измерение по нижней шкале;
после замера снять крышку, вылить раствор из стакана, промыть мерный стакан и крышку водой, протереть их насухо.
Весы рычажные - плотномер ВРП-1









1 - мерный стакан; 2 - крышка; 3 - подушка; 4, 5 - призмы; 6 - рычаг; 7 - подающий груз
Рис. 1

В начале каждой смени, а также по мере надобности, прибор необходимо калибровать чистой пресной (дистиллированной) водой при температуре (20±5) °С. При этом показания прибора должны быть равны 1 г/см3 .

1.2. Ареометр АГ-ЗПП

Основные характеристики:

диапазон измерения при надетом калибровочном грузе, г/ см3 от 0,9 до 1,7;
диапазон измерения без калибровочного груза, г/ см3 от 1,6 до 2,4;
погрешность измерения, г/ см3 ±0,02;
объем пробы раствора, см3 78,5±1.

Порядок работы:

при измерении плотности бурового раствора с помощью АГ-ЗПП (рис. 2) может быть использована как пресная вода, так и минерализованная;

при использовании пресной воды чистый мерный стакан 2 заполнить буровым раствором, соединить с поплавком 3 поворотом последнего до упора; тщательно обмыть стакан снаружи, погрузить его в ведро с водой 5 и сделать отсчет удельного веса по основной шкале 6 (по делению, до которого ареометр опустился в воду);

при использовании минерализованной воды делается поправка на ее плотность, для чего необходимо заполнить мерный стакан водой и соединить его с поплавком; погрузить прибор в ведро с водой и оставить свободно плавать, деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет алгебраическую величину поправки; затем вылить минерализованную воду из стакана, заполнить его буровым раствором, погрузить в ведро и произвести отсчет по основной шкале.

Ареометр АГ-ЗПП

















1 - объемный грузик; 2 - мерный стакан; 3 - поплавок; 4 - стержень; 5 - ведерко для воды; 6 - основная шкала; 7 - крышка ведерка

Рис. 2

Плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды вычисляется по формуле


· =
· осн + D
· , (1)

где r - плотность бурового раствора, г/см3;
rосн - отсчет плотности, сделанный по основной шкале, г/см3;
D
· - алгебраическая величина поправки (отсчет плотности, сделанный по поправочной шкале), г/см3 .

1.3. Пикнометр

Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд известного объема с притертой пробкой и меткой на шейке. Для выхода из пикнометра воздуха или газа, которые могут выделяться из раствора, в пробке прибора предусмотрена сквозная канавка.

Порядок работы:
взвесить сухой чистый пикнометр;
заполнить его буровым раствором до метки, закрыть пробкой, вытереть насухо и взвесить.
Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

(2)

где
· - плотность бурового раствора, г/см3;
P2 - масса пикнометра, заполненного буровым раствором, г;
P1 - масса пустого пикнометра, г;
Vn - вместимость пикнометра, см3.

Примечание. Если вместимость пикнометра заранее не известна, то она определяется по разности масс пикнометра с дистиллированной водой и пустого.

(3)

где Vn - - вместимость пикнометра, см3;
Pў2 - масса пикнометра с дистиллированной водой, г;
P1 - масса пустого пикнометра, г;

·в - плотность дистиллированной воды, г/см3 .

2. Определение условной вязкости

Условная вязкость УВ, с - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.
Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВБР-1, который состоит из мерной кружки и воронки.

Основные характеристики:

постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3 воды
при температуре (20 ± 5) °C, с 15;
погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5;
вместимость воронки вискозиметра, см3 700;
вместимость мерной кружки, см3 500.

Порядок работы:
промыть водой воронку вискозиметра и мерную кружку (при работе с растворами на водной основе);
закрыть отверстие трубки пальцем и налить в воронку через сетку испытуемый буровой раствор до перелива;
подставить мерную кружку под трубку вискозиметра и, убрав палец, открыть отверстие трубки, одновременно включив секундомер;
в момент заполнения кружки раствором до краев остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем и прочесть показания секундомера;
после измерения кружку и воронку вымыть.

В начале каждой смены, а также по мере надобности необходимо производить проверку водного числа вискозиметра. Время истечения 500 см3 чистой пресной (дистиллированной) воды при температуре (20±5) °С должно быть равным 15 с. Если значение будет больше 15 с, то трубку вискозиметра надо прочистить, если меньше - вискозиметр следует заменить.

3. Определение статического напряжения сдвига при нормальной температуре

Статическое напряжение сдвига (СНС) q, Па - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящемся буровом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.

Для измерения СНС могут быть использованы:
прибор СНС-3 (рис. 3);
ротационный вискозиметр ВСН-3 (рис. 4).
Прибор СНС-2

















1 - плита-основание; 2 - внешний цилиндр; 3 - кронштейн; 4 - диск со шкалой; 5 -трубка; 6 - упругая нить; 7 - подвеска; 8 - стойка; 9 - подвесной цилиндр; 10 - вращающийся столик; 11 - установочный винт; 12 - электродвигатель

Рис. 3

Принцип работы этих приборов основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси.

3.1. Прибор СНС-2

Основные характеристики:

пределы измерений, Па (мГ/см2):

при диаметре нити 0,3 мм 0-4 (0-40);
при диаметре нити 0,4 мм 0-10 (0-100);
при диаметре нити 0,5 мм 0-20 (0-200);
основная приведенная погрешность измерения, % ±3;
допускаемая продолжительность измерения, с 60;
частота вращения внешнего цилиндра, мин-1 (об/мин) 0,2 (0,2);
питание электродвигателя от сети переменного тока напряжением, В 220.

Порядок работы:

поместить подвесной цилиндр 9 во внешний цилиндр 2 и подвесить нить 6 на пробку;
тщательно перемешать пробу бурового раствора;
залить раствор меркой, прилагаемой к прибору, в установленный на вращающемся столике 10 внешний цилиндр, подвесной цилиндр при этом должен быть погружен в раствор точно до верхнего края;
быстро установить «0» шкалы 4 против риски указателя и пустить секундомер;
через 1 мин остановить секундомер и включить электродвигатель прибора 12;
после остановки подвесного цилиндра произвести отсчет угла закручивания нити;
установить шкалу в нулевое положение, оставить раствор в состоянии покоя на 10 мин, затем снова включить прибор и замерить максимальный угол закручивания нити.

Статическое напряжение рассчитывается по формуле:

q1,10 = АЧj1,10, (5)

где q1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 мин и через 10 мин, Па (мГ/см2);
А - коэффициент прибора, на котором проводятся измерения (дается в паспорте прибора);
j1,10 - угол закручивания, измеренный после 1 мин и 10 мин покоя, град.

3.2. Ротационный вискозиметр ВСН-3

Основные характеристики:

диапазон измерения статического напряжения сдвига, Па (мГ/см2):

для пружины № 1 от 0 до 45 (от 0 до 450);
для пружины № 2 от 0 до 90 (от 0 до 900);
основная приведенная погрешность измерения, % 4;
погрешность отсчета угла поворота измерительного
элемента, град ±0,5;
пределы термостатирования, °С от 20 до 60;
напряжение питания, В 220.

Порядок работы:
перед измерением чистый сухой стакан 2 заполнить буровым раствором и поставить на столик 1;
включить тумблер «сеть»;
перемешать исследуемый раствор при частоте вращения 600 мин-1 в течение 1 мин;
выключить тумблер «сеть»;
установить ручку переключателя оборотов в положение «0,2»;
раствор оставить в покое на необходимое время, (1 мин, 10 мин);
включить тумблер «сеть»;
отсчитать по шкале 6 показания угла поворота измерительного элемента в момент его максимального значения, предшествующего разрушению структуры.

Прибор ВСН-3
















1 - телескопический столик; 2 - стакан; 3 - наружный цилиндр (ротор); 4 - внутренний цилиндр; 5 - смотровое стекло; 6 - шкала; 7 - пружина; 8 - двигатели (ДСД-2, ДСГ-1); 9 - корпус; 10 - выключатель; 11 - переключатель скоростей

Рис. 4

Определение статического напряжения сдвига производится по формуле

q1,10 = kЧj1,10, (6)

где q1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, Па (мГ/см2);
k - константа, равная величине статического напряжения сдвига, соответствующего углу закручивания пружины на 1° (указана в паспорте на прибор);
j1,10 - угол поворота измерительного элемента, град.


4. Определение показателя фильтрации (водоотдачи) при нормальной температуре

Водоотдача (фильтрация) бурового раствора - показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 53(75) мм.

Для измерения показателя фильтрации могут быть использованы:
фильтр-пресс ФЛР-1 (рис. 7);
прибор ВМ-6 (рис. 8);
Принцип работы этих приборов основам на способности дисперсионной среды отфильтровываться под давлением из бурового раствора.
В промысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации под давлением через фильтр диаметром 53 мм. Водоотдача определяется количеством миллилитров фильтрата, выделяющегося из 120 мл бурового раствора за 30 мин. под воздействием давления Рраб=0,1 мПа (1 кг/см2).
4.1. Фильтр-пресс ФЛР-1

Основные характеристики:
предел измерения объема фильтрата за 30 мин при диаметре
фильтра 75 мм, см3 120;
погрешность измерения, см3 0,5;
давление фильтрации, МПа (кГ/см2) 0,7 (7);
фактический диаметр фильтра, мм 53;
максимальное давление на входе в редуктор, МПа (кГ/см2) 15 (150).

Порядок работы:
снять стакан 1, вывернуть крышку, сполоснуть их водой и вытереть;
смочить водой фильтровальную бумагу, избыток воды удалить сухой фильтровальной бумагой (при работе с растворами на водной основе);
отвернуть полностью регулировочный винт 3 редуктора 4;
завернуть пропускной клапан 2 до упора;
залить в стакан 1 буровой раствор;
установить уплотняющее кольцо, на него положить фильтровальную бумагу, сетку;
закрыть стакан крышкой;
установить стакан в рабочее положение поворотом его на бобышке на 90 град;
подставить под стакан измерительный цилиндр на 10 или 50 см3 в зависимости от предполагаемого показателя фильтрации;
Фильтр-пресс ФЛР-1















1 - стакан; 2 - пропускной клапан; 3 - регулировочный винт; 4 - редуктор; 5 - баллон с газом
Рис. 7

отвернуть вентиль баллона с газом 5;
поворотом регулировочного винта редуктора по часовой стрелке установить давление на выходе из редуктора 0,7 МПа;
отвернуть винт пропускного клапана на 3,5 оборота и одновременно включить секундомер;
через 30 мин завернуть винт клапана до упора и одновременно выключить секундомер;
замерить количество фильтрата;
закрыть вентиль баллона, снять стакан, вывернуть крышку, убрать уплотнительное кольцо и вылить раствор;
стакан, крышку и кольцо промыть и высушить.

Показатель фильтрации определяется по формуле:
Ф = 2Vф, (18)
где Ф - показатель фильтрации, см3;
2 - отношение площади стандартного фильтра к площади фильтрации фильтр-пресса;
Vф - количество фильтрата, полученное на фильтр-прессе, см3.

4.2. Прибор ВМ-6

Основные характеристики:
предел измерения при диаметре фильтра 75 мм, см3 46;
погрешность измерения, см3 ±0,5;
фактический диаметр фильтра, мм 53;
давление фильтрации, МПа (кГ/см2) 0,1 (1);
объем пробы бурового раствора, см3 120.
Фильтрационный прибор ВМ-6























1 - плита с кронштейном; 2 - винт; 3 - клапан; 4 - поддон; 5 - металлическая решетка; 6 - фильтрационный стакан; 7 - спускная игла; 8 - напорный цилиндр; 9 - плунжер; 10 - втулка
Рис. 8

Порядок работы:
смочить кружок фильтровальной бумаги водой (при работе с растворами на водной основе) и положить его на решетку 5, которую вставить в нижнюю часть фильтрационного стакана 6 бумагой внутрь; на решетку положить клапан 3 с резиновой прокладкой и навернуть поддон 4; собранный стакан вставить в кронштейн, клапан туго завернуть винтом 2;
залить подготовленный буровой раствор в стакан на 3-4 мм ниже края;
навернуть напорный цилиндр 9 с закрытым игольчатым клапаном 7 на стакан, сверху налить машинное масло;
вставить плунжер в цилиндр и, приоткрыв опускную иглу, легким вращением подвести нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра;
закрыть спускной игольчатый клапан, а клапан с резиновой прокладкой открыть, одновременно пустить в ход секундомер;
через 30 мин сделать отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски); при открытии клапана с резиновой прокладкой может произойти резкое опускание груза на определенную величину, т.н. «скачок», значение «скачка» необходимо вычитать из полученного по шкале значения показателя фильтрации;
после окончания измерения открыть опускную иглу, выпустить масло и опустившийся плунжер вынуть из цилиндра; игольчатый клапан закрыть, цилиндр отвернуть, масло слить в баллон, раствор вылить, отвинтить поддон, вымыть прибор, насухо вытереть его и собрать для следующего замера.


13 PAGE 144015




13 EMBED Microsoft Equation 3.0 1415

13 EMBED Microsoft Equation 3.0 1415

13 EMBED Microsoft Equation 3.0 1415

13 EMBED Microsoft Equation 3.0 1415

13 EMBED Microsoft Equation 3.0 1415
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·–
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeЮ l Заголовок 1f Заголовок 2F Заголовок 3d Заголовок 4d Заголовок 5Ў: 15P WW-Absatz-Standardschriftart1111: 15T
Название ЗнакJ 13Основной текст ЗнакR Подзаголовок ЗнакF Текст сноски Знак. RTF_Num 2 1. RTF_Num 3 1. RTF_Num 3 2. RTF_Num 3 3. RTF_Num 3 4. RTF_Num 3 5. RTF_Num 3 6. RTF_Num 3 7. RTF_Num 3 8. RTF_Num 3 90 RTF_Num 3 10. RTF_Num 4 1. RTF_Num 4 2. RTF_Num 4 3. RTF_Num 2 2. RTF_Num 2 3. RTF_Num 2 4. RTF_Num 2 5. RTF_Num 2 6. RTF_Num 2 7. RTF_Num 2 8. RTF_Num 2 90 RTF_Num 2 104 WW-RTF_Num 2 14 WW-RTF_Num 2 24 WW-RTF_Num 2 36

Приложенные файлы

  • doc 9390262
    Размер файла: 505 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий