На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


контрольная работа Понятие о режиме бурения и их оптимизация !!! Внимание рисунки отсутсвуют !!!

Информация:

Тип работы: контрольная работа. Добавлен: 30.09.2012. Сдан: 2011. Страниц: 7. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
 
Содержание 

 

     

     1.Понятие  о режиме бурения  и их оптимизация

 
     Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относятся: осевая нагрузка (давление) на долото рд; частота вращения долота и; количество прокачиваемого бурового раствора Qp; показатели бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига). Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
     В процессе бурения часто приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины и т.п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, указываются специальными режимами.
     Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот имеют место, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и собственно процесс бурения зависят от следующих факторов.
     1. Качество бурового раствора. Очистка  скважины от мелкого шлама  лучше обеспечивается при глинистых  растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов.
     В то же время установлено, что механическая скорость проходки зависит от величины дифференциального давления, представлЯюшего собой разность между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым (поровым) давлением. Давление столба бурового раствора (гидростатическое давление) прямо пропорционально его плотности. Если дифференциальное давление больше 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается примерно постоянной.
     С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В случаях когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.
     Американский ученый Бингхем, анализируя многочисленные промысловые и стендовые эксперименты с использованием для бурения различных промывочных агентов, сделал следующие выводы:
     в процессе бурения на эффективных  режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (h/n) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды;
     в большинстве случаев бурить на эффективных  режимах можно при использовании  в качестве промывочных агентов  воздуха или газа. Однако в этом случае и нагрузка на долото, и частота его вращения должны быть меньшими по сравнению с таковыми при бурении с промывкой забоя водой. Это объясняется низкой очищающей способностью воздушной струи.
    Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. На основании обобщения экспериментальных исследований установлено (исследования проводились при бурении роторным способом и электробуром), что технологически необходимое количество промывочного раствора, л/с,
     QР = 0,07П3,
     где 0,07 — переводной коэффициент; П3 — площадь забоя скважины, см2.
     Превышение  производительности буровых насосов  над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки.
    Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из Долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает 60... 75 м/с. Большое влияние на условия очистки забоя оказывает высота зуба шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем тем совершеннее его очистка и выше значения h/n. Наименьшие значения h/n наблюдаются в тех случаях, когда применяются алмазные долота, в которых зубья (алмазы) выступают за матрицу незначительную высоту, и штыревые с твердосплавными вставка мм, почти уплотненными в теле шарошки.
     Влияние частоты вращения долота. Установлено, что при увеличении частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а потом снижается. Каждому классу пород (пластичных, пластично-хрупких и хрупких) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Следует иметь в виду, что повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы из-за интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.
     Влияние осевой нагрузки. По многочисленным отечественным и зарубежным исследованиям влияние осевой нагрузки на механическую скорость может быть охарактеризовано графиком, отражающим качественную сторону процесса (рис. 1). На кривой vM = f(Pn) выделяются три области. Область I характеризуется тем, что скорость vM увеличивается пропорционально увеличению Рл. В этой области удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверхностный характер. Область I называется областью поверхностного разрушения.
     Во II области fM также увеличивается с ростом Рд, но в данном случае механическая скорость растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы, но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью усталостного разрушения. На границе II и III областей удельная нагрузка будет соответствовать твердости разрушаемой породы.
     В III области процесс разрушения носит объемный характер. Область III называется областью нормального или объемного разрушения.

     Рис.2. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость и проходку на долото при турбинном бурении
     Разделение  режимов разрушения породы является условным, так как при работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.

     Рис. 1. Кривая зависимости механической скорости проходки от осевой нагрузки
     Для турбинного бурения зависимости vM, п, h от осевой нагрузки на долото Рд показывает, что при всех существующих методах вращательного бурения любое изменение осевой нагрузки на долото приводит к изменению показателей его работы (рис.2). При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей vM = max, реализуется критерий максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей h = max, будет вестись бурение с максимальной проходкой на долото.
     Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Ра, соответствующим vMmax, и Ра, соответствующим hmах.

     2.Назначение  и особенности  бурения наклонно-направленных  и горизонтальных  скважин

     Наклонно-направленной скважиной называется скважина, специально направленная в какую-либо точку, удаленную от вертикальной проекции ее устья. Наклонное бурение в настоящее время широко применяется при бурении скважин на нефть, газ и твердые полезные ископаемые (рис. 3). Существует два способа бурения наклонных скважин:
     - роторный, представляющий собой прерывистый процесс искривления ствола скважины последовательными зарезками (уходами в сторону);
     - забойными двигателями, обеспечивающий непрерывный процесс искривления ствола скважины.
     В Российской Федерации подавляющее большинство наклонно-направленных скважин бурят с применением забойных двигателей, тогда как за рубежом преобладает бурение таких скважин роторным способом, а забойные двигатели в основном используют только на участке набора кривизны в заданном направлении. Отечественные и зарубежные специалисты считают наиболее перспективными для набора кривизны в заданном направлении винтовые забойные двигатели. Эти двигатели имеют гораздо большую мощность, чем турбобуры, более низкую частоту вращения вала, что благоприятно сказывается при наборе кривизны.
           
     Рис. 3. Примеры наклонного бурения скважин:
     1— проходка с морского основания; 2 — разбуривание морского нефтяного месторождения с берега; 3 — отклонение ствола скважины от сбросовой зоны (зон разрыва) по направлению и нефтеносному участку; 4 — проходка наклонной скважины, когда забой будет расположен под участком, недоступном для монтаж буровой установки; 5 — бурение на нефтяные пласты моноклинального типа; 6 — бурение вспомогательной наклонной скважины для ликвидации пожара или открытого фонтана; 7 — уход в сторону при аварии; 8 — проходка наклонных скважин в районе замывания соляного купола; Н — нефть; В — вода; Г — газ; С — соль
     Особенности технологии бурения наклонно-направленных скважин. При бурении наклонно-направленной скважины верхнюю часть скважины бурят обычным методом. При этом режим бурения, как правило, ничем не отличается от режима бурения для вертикальных скважин.
     Вертикальный и искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, если окончание бурения вертикального участка ствола не было сопряжено со спуском колонны или кондуктора. Если при бурении мягких пород вертикальной части скважины допускается применение долот лопастного типа, то при бурении интервалов, характеризующихся набором кривизны, независимо от проходимых пород, рекомендуется применять трехшарошечные долота. Это обусловлено тем, что трехшарошечные долота при одних и тех же осевых нагрузках требуют меньших вращающих моментов, работают более плавно, и угол закручивания колонны бурильных труб от реактивного момента на турбине меняется в значительно меньших пределах, чем при бурении долотами лопастного типа. Продолжительность первого рейса в твердых и крепких породах ограничивается стойкостью долота, а в мягких породах — необходимостью контрольного замера кривизны и азимута ствола скважины.
     Обычно  стремятся при первом, максимум при  втором рейсе, набрать 5° с тем, чтобы  в дальнейшем пользоваться забойным ориентированием бурильной колонны. Если замеры показывают, что интенсивность искривления недостаточна, то при следующем рейсе забойный двигатель спускают с отклонителем, обеспечивающим более интенсивное искривление, и наоборот, если интенсивность искривления была чрезмерной, с забойным двигателем спускают отклонитель, обеспечивающий меньший набор искривления. В случае незначительного отклонения азимута искривления от проектного его можно корректировать в процессе последующих долблений. Если же в силу каких-либо причин полученный азимут резко отличается от проектного, то следует поставить цементный мост и забурить ствол в нужном азимуте.
     Особое  внимание при наклонно-направленном бурении должно быть обращено на качество бурового раствора.
     При больших искривлениях индикатор  массы (веса) часто не отражает фактической нагрузки на забой скважины, что объясняется передачей части массы бурильной колонны на стенки скважины. В этих случаях необходимо периодически приподнимать и иногда проворачивать бурильную колонну.
     Для ускорения процесса бурения наклонно-направленных скважин и соблюдения заданного профиля по всему стволу должны быть выполнены следующие основные требования:
     - первый замер кривизны и азимута ствола скважины не должен иметь погрешностей;
     - первый ориентированный спуск бурильной колонны в скважину должен происходить с соблюдением всех соответствующих правил;
     - работа должна производиться только с исправными аппаратами для забойного ориентирования отклонителя;
     - кривизну и азимут ствола скважины следует систематически проверять инклинометром не реже чем через 50...75 м проходки- все резьбовые соединения при спуске и наращивании инстру. мента должны крепиться машинными ключами.
     Работы  по креплению ствола скважин при  наклонно-направленном бурении, испытание скважин на герметичность, на приток нефти, а также каротажные работы ничем не отличаются от аналогичных работ при бурении вертикальных скважин.
     В случае если наклонно-направленная скважина заканчивается горизонтальным участком, она называется горизонтальной скважиной. Горизонтальная часть ствола скважины может достигать многих сотен метров. Процесс бурения таких скважин часто называется горизонтальным бурением. Несмотря на то, что горизонтальное бурение применялось в течение многих лет, этот вид бурения в последнее время применяется во все возрастающих объемах. Благодаря достижениям в совершенствовании оборудования для горизонтального бурения в последние годы, горизонтальное бурение превратилось из нового метода в надежный, проверенный процесс, широко применяемый как у нас в стране, так и за рубежом.
     Одним из важнейших направлений в области  интенсификации добычи нефти и повышения  нефтеизвлечения считается разработка нефтяных месторождений с помощью  горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин. Опыт бурения многозабойных, горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах.
 

     

     3.Очистка  бурового раствора  от шлама и газа

     Газирование бурового раствора препятствует ведению  нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).
     Попадающий  в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства — по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.
     Кислые  газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию.
     Снижение  гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения. Оптимизированные программы бурения требуют, чтобы на долоте срабатывалось до 65 — 70 % гидравлической мощности. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов, так как N~pQ,
     
     где N — гидравлическая мощность; Q, р — соответственно подача и давление, развиваемые буровыми насосами.
     Как видно из рис. 1, зависимость гидравлической мощности от степени газирования (объемная доля) бурового раствора весьма заметна. Так, при содержании (объемной доле) газа, равном 2 %, снижение гидравлической мощности составляет 5,6 %.
     Чтобы свести к минимуму вредное влияние  самопроизвольного газирования бурового раствора, необходимо знать условия проникновения газа в него и их физико-химическое взаимодействие.
     Газ из пласта попадает в буровой раствор  в результате отрицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой.
     Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.
     Пузырьки  газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия.
       
Рис. 1 Зависимость  гидравлической мощности насоса от степени  газирования бурового раствора
     Полнота дегазации буровою раствора зависит  от его плотности, количества твердой  фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.
     В связи с высоким поверхностным  натяжением трудно поддаются дегазации  буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии. Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную циркуляционную систему, они превращаются в газ и заметно изменяют технологические свойства бурового раствора.
     Некоторые газы при повышенных температуре  и давлении проникают в межмолекулярную  структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема. Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной основе, в которые может проникать большое количество пластового газа. Обнаружить вовлеченный таким способом в буровой раствор природный газ очень трудно.
     Растворы, газированные сероводородом, создают особенные трудности при дегазации:
     - система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород — опасный яд;
     - сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);
     - сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;
     - сероводород обладает высокой корродирующей способностью.
     Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора.
     Газ, проникший в молекулярную структуру  раствора, извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо применять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегазации.
     Жидкие  и растворимые газы удалить из раствора довольно трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды
     (С1 - С5) можно извлечь с помощью  вакуумного дегазатора, а тяжелые  почти невозможно Выходя из  раствора в виде пара, эти газы  причиняют много неприятностей.
     Если  поступающий в раствор газ  содержит двуокись углерода или сероводород, то обычно повышают рН раствора, чтобы избежать образования слабых кислот. Применяют также раскислитель сероводорода как средство против отравления людей этим сильнотоксичным газом. В качестве раскислителя чаще всего используют каустическую соду, модифицированные неорганические соединения железа, соединения карбоната меди, карбоната цинка и оксида цинка.
     Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 2. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито б и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7.
     
     Рис. 2  Схема дегазации бурового раствора 

     Очистка бурового раствора от шлама
     В связи с тем, что поступающие  в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание
     Для очистки бурового раствора от шлама  используется комплекс различных механических устройств вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотдели-тели), сепараторы, центрифуги Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые Позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.
     Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращении расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.
     При выборе оборудования для очистки  буровых растворов учитывают  многообразие конкретных условий. В  противном случае возможны дополнительные затраты средств и времени.
     Каждый  аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).
     В составе циркуляционной системы  аппараты должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).
     Разумеется, при отсутствии газа в буровом  растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко-и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать технологические возможности и основные функции оборудования.
     Обычно  в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров (рис.3). Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита — от 5—10 до 75 мкм, шлама - от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.
     
     Рис.3 Дисперсный состав бурового раствора и предельные возможности аппаратов  для очистки раствора от шлама: 1,2 – дисперсный состав глинопорошка и барита,3,4-дисперсный состав шлама соответственно через один и два цикла циркуляции. 

     При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы "Свако", двухъярусное вибросито фирмы "Бароид" и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами.
     Применение  гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 — 80 %; Удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более.
     Более глубокая очистка от шлама сопряжена  с применением очень сложных аппаратов — высокопроизводительных Центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц
     Как видим, механическими средствами можно  достичь очень глубокой очистки  неутяжеленного бурового раствора Для  утяжеленного раствора степень очистки  ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм (см. рис. 3). Частицы шлама размером от 5— 10 до 75 —90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более грубодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.