Programm

УТВЕРЖДАЮ
Проректор-директор института
природных ресурсов
___________Мазуров А.К.
«___»_____________2011 г.
РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
БУРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ
НАПРАВЛЕНИЕ ООП 131000 «Нефтегазовое дело»
КВАЛИФИКАЦИЯ (СТЕПЕНЬ) бакалавр техники и технологии
БАЗОВЫЙ УЧЕБНЫЙ ПЛАН ПРИЕМА 2011 г.
КУРС 4 СЕМЕСТР 7
КОЛИЧЕСТВО КРЕДИТОВ 4
ПРЕРЕКВИЗИТЫ Б3.В2 Сопротивление материалов, Б3.В5 Детали машин и
основы конструирования
КОРЕКВИЗИТЫ Б3.В2 Основы ресурсоэффективных технологий
природопользования, Б3. В8.1 Основы диагностики
ВИДЫ УЧЕБНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ВРЕМЕННОЙ РЕСУРС:
Лекции 22.5 час.
Лабораторные работы 22.5 час.
Практические занятия 15 час.
АУДИТОРНЫЕ ЗАНЯТИЯ 60 час.
САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА 60 час.
ИТОГО 120 час.
ФОРМА ОБУЧЕНИЯ очная
ВИД ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ тестирование, контрольные
работы
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ
ИПР, кафедра БС
ЗАВЕДУЮЩИЙ КАФЕДРОЙ_____________Евсеев В.Д.
РУКОВОДИТЕЛЬ ООП
ПРЕПОДАВАТЕЛЬ
_______________ Чухарева Н.В.
______________ Нечаева Л.Н.
2011 г.
1. Цели освоения дисциплины
1.ЦЕЛИ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ
В соответствии с целями ООП 131000 «Нефтегазовое дело»
Код
цели
Формулировка цели
Ц1
Готовность выпускников к
производственнотехнологической и проектной
деятельности, обеспечивающей
модернизацию, внедрение и
эксплуатацию оборудования для
добычи, транспорта и хранения
нефти и газа
Ц3
Готовность выпускников к
организационно-управленческой
деятельности для принятия
профессиональных решений в
междисциплинарных областях
современных нефтегазовых
технологий с использованием
принципов менеджмента и
управления
Требования ФГОС
и заинтересованных
работодателей
Требования ФГОС, критерии
АИОР, соответствие
международным стандартам
EUR–ACE и FEANI.
Потребности научноисследовательских центров
ОАО «ТомскНИПИнефть» и
предприятий нефтегазовой
промышленности, предприятия
ООО «Газпром», АК
«Транснефть»
Требования ФГОС, критерии
АИОР, соответствие
международным стандартам
EUR–ACE и FEANI, запросы
отечественных и зарубежных
работодателей
Составы и свойства циркулирующего в скважине очистного агента
должны обеспечивать безаварийное бурение с высокими технико экономическими показателями и качественное вскрытие продуктивных
горизонтов, т.е. нормальное состояние скважины в процессе бурения, а
составы и свойства тампонажных растворов - надежную герметизацию
пространства между стенками скважины и наружной поверхностью
эксплуатационной колонны, т.е. надежное разобщение пластов, без которого
невозможен нормальный процесс эксплуатации скважины.
Основная цель дисциплины заключается в том, чтобы привить
будущим специалистам глубокие знания, позволяющие в конкретных
геолого-технических условиях бурения самостоятельно и творчески решать
вопросы, связанные с удалением продуктов разрушения из скважин и
надежным разобщением вскрываемых ими пластов, добиваясь выполнения
поставленных геолого-технических задач с наименьшими затратами средств
и времени, не нанося при этом ущерба окружающей природной среде.
В этой связи задачей дисциплины является изучение функций
очистных агентов и тампонажных растворов; свойств очистных агентов,
прежде всего буровых растворов, тампонажных материалов, растворов и
камня, а также методик оценки их качества; характеристик материалов для
приготовления и регулирования свойств буровых промывочных и
тампонажных растворов, их типов, возможностей и других, связанных с этим
вопросов.
Дисциплина «Буровые технологические жидкости» базируется на знании
студентами химии, физики, минералогии, гидромеханики, вычислительной
техники и других дисциплин.
Знания и умения, полученные при изучении данной дисциплины,
студенты используют при выполнении курсовых проектов по дисциплинам
«Технология бурения нефтяных и газовых скважин» и «Заканчивание
скважин», а также при выполнении выпускных квалификационных работ.
2.МЕСТО ДИСЦИПЛИНЫ В СТРУКТУРЕ ООП
Дисциплина Б3.В1.1 «Буровые технологические жидкости» входит в
перечень дисциплин профессионального цикла (вариативная часть, дисциплины
по выбору студента) ООП направления подготовки бакалавров 131000
«Нефтегазовое дело».
Взаимосвязь дисциплины Б3.В1.1 «Буровые технологические жидкости» с
другими составляющими ООП следующая:
 пререквизиты – Б3.В2 Сопротивление материалов, Б3.В5 Детали
машин и основы конструирования;
 корреквизиты – Б3.В2 Основы ресурсоэффективных технологий
природопользования, Б3. В8.1 Основы диагностики
Задачами изучения дисциплины являются:

приобретение знаний в области разработки технологии сооружения
скважин, конструкции скважины и режимов бурения, обоснования
применяемой промывочной жидкости, параметров цементирования
Студент обеспечивается:

учебными пособиями и методическими указаниями по выполнению
практических работ;

заданиями для выполнения индивидуальных работ.
2. РЕЗУЛЬТАТЫ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ
В соответствии с ООП направления подготовки бакалавров 131000
«Нефтегазовое дело» результаты освоения дисциплины следующие:
В соответствии с профессиональными компетенциями
в области общепрофессиональной деятельности
Идентифицировать,
формулировать, Требования ФГОС
Р4
решать и оформлять профессиональные ВПО (ПК-2, ПК-3,
инженерные задачи с использованием ПК-4, ПК-5)
современных
образовательных
и (EAC-4.2d),
информационных технологий
(ABET3e)
в области производственно-технологической деятельности
Способность управлять системой
Требования ФГОС
технологических процессов,
Р5
ВПО (ПК-6, ПК-7,
эксплуатировать и обслуживать комплекс
ПК-8)
нефтегазовых объектов
в области экспериментально-исследовательской деятельности
Определять, систематизировать и
получать необходимые данные для
Требования ФГОС
Р9
деятельности в сфере нефтегазовой
ВПО (ПК-17)
отрасли
 В соответствии с ООП направления подготовки бакалавров 131000
«Нефтегазовое дело» взаимное соответствие целей ООП и результатов
обучения следующее
Результаты обучения
Р5
Р8
Р9
Цели ООП
Ц1
+
Ц3
+
+
+
В результате освоения дисциплины студент должен продемонстрировать
результаты образования, в соответствии с данными ООП направления
подготовки бакалавров 131000 «Нефтегазовое дело»: знания – З4.9, З5.4, З
9.8; умения – У4.8, У5.4, У 9.8; владение – В4.7, В5.4, В9.8 (см. ООП).
В результате изучения дисциплины «Бурение нефтяных и газовых
скважин» обучающийся должен:
ЗНАТЬ:
основные термины и определения, конструкция скважины, классификации
скважин (ПК-1, ПК-4, ПК-17);
история, проблемы и перспективы развития технологии бурения
эксплуатационных скважин (ОК-1, ОК-11);
технологические процессы производственного процесса строительства
скважин (ПК-7);
методику проектирования конструкции скважин, расчета обсадных колонн и
разобщения пластов (ПК-22);
технические средства обеспечения основных технологических процессов
(ПК-7);
УМЕТЬ:
применять методы моделирования технологических процессов бурения
скважин (ПК-20;
рассчитывать конструкции скважин (ПК-22);
разрабатывать технологию бурения скважин (ПК-7, ПК-8, ПК-10);
пользоваться техническими средствами для измерения параметров буровых и
тампонажных жидкостей (ПК-8);
проводить аналитические работы по проблеме бурения эксплуатационных
скважин (ПК-19)
ВЛАДЕТЬ:
- методами построения простейших математических моделей типовых
профессиональных задач (ОК-1, ОК-3, ПК-5, ПК-19, ПК-20);
- математическими методами решения естественнонаучных задач (ОК-1,
ОК-3, ПК-5, ПК-2, ПК-19);
- методами анализа содержательной интерпретации полученных результатов
(ОК-1, ОК-3, ПК-5).
В процессе освоения данной дисциплины студент формирует и
демонстрирует
следующие
общекультурные
и
профессиональные
компетенции, сформированные в соответствии с ФГОС ВПО по направлению
подготовки 131000 «Нефтегазовое дело», квалификация «бакалавр»,
утвержденного приказом Министерства образования и науки РФ 28.10.2009
№ 503:
1
–
–
–
–
2
–
–
–
–
ОБЩЕКУЛЬТУРНЫЕ (ОК)
способность:
обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели
и выбирать пути ее достижения (ОК-1)
проявлять инициативу, находить организационно-управленческие
решения и нести за них ответственность (ОК-6)
использовать нормативные правовые документы в своей
деятельности (ОК-7)
стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации и
мастерства (ОК-9)
ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЕ (ПК)
общепрофессиональные
способность:
самостоятельно приобретать новые знания, используя современные
образовательные и информационные технологии (ПК-1)
использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в
профессиональной
деятельности,
применять
методы
математического анализа и моделирования, теоретического и
экспериментального исследования (ПК-2)
составлять и оформлять научно-техническую и служебную
документацию (ПК-5)
производственно-технологическая деятельность
способность:
применять процессный подход в практической деятельности,
сочетать теорию и практику (ПК-6)
–
–
–
–
–
–
–
_
эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование,
используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и
восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и
газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и
хранении углеводородного сырья (ПК-8)
оценивать риски и определять меры по обеспечению
безопасности технологических процессов в нефтегазовом
производстве (ПК-9)
применять в практической деятельности принципы рационального
использования природных ресурсов и защиты окружающей среды
(ПК-10)
организационно-управленческая деятельность
способность:
использовать методы технико-экономического анализа (ПК-13)
экспериментально-исследовательская деятельность
способность:
изучать и анализировать отечественную и зарубежную научнотехническую информацию по направлению исследований в
области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового
контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше и
на море, трубопроводного транспорта нефти и газа, подземного
хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и
сжиженных газов (ПК-17)
использовать физико-математический аппарат для решения
расчетно-аналитических
задач,
возникающих
в
ходе
профессиональной деятельности (ПК-19)
проектная деятельность
способность:
осуществлять сбор данных для выполнения работ по
проектированию бурения скважин, добычи нефти и газа,
промысловому контролю и регулированию извлечения
углеводородов на суше и на море, трубопроводному
транспорту нефти и газа, подземному хранению газа, хранению
и сбыту нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов (ПК-21)
выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного,
технического и рабочего проектирования (ПК-22)
4. Структура и содержание дисциплины
Таблица 1
Темы лекционных занятий
№ п./п
Название лекционного модуля дисциплины
Объем, ч.
1
2
3
4
5
6
7
Введение. Роль и значение буровых работ. Способы
удаления продуктов разрушения. Очистные агенты.
Функциональные свойства буровых растворов и их
оценка
Материалы для приготовления и регулирования
свойств буровых растворов
Типы очистных агентов и их возможности
Приготовление и очистка буровых растворов
Буровые тампонажные растворы
Основы экологизации и оптимизации качества
буровых промывочных и тампонажных растворов
2,5
4
4
2
4
4
2
1. Введение
Содержание и задачи дисциплины, ее роль в подготовке специалистов
по бурению нефтяных и газовых скважин, структура и связь с другими
дисциплинами.
1.1. Общие сведения о способах удаления продуктов разрушения и об
очистных агентах
Общая
характеристика
гидравлического,
пневматического и
комбинированного (гидропневматического) способов удаления продуктов
разрушения при бурении. Краткая история развития области знания о
способах удаления продуктов разрушения и очистных агентах: буровых
растворах, газообразных агентах и газожидкостных смесях.
1.2. Современные функции буровых растворов и требования,
предъявляемые к ним
Основные функции: очистка забоя скважины от шлама и
транспортирование его на поверхность, охлаждение породоразрушающего
инструмента, передача энергии гидравлическим забойным двигателям.
Дополнительные функции: обеспечение устойчивости горных пород в
околоствольном пространстве скважины, создание статического равновесия в
системе «ствол скважины - пласт», удержание частиц разрушенной породы
во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции, снижение сил
трения между контактирующими в скважине поверхностями и их износа.
Требования: интенсификация процесса разрушения горных пород на
забое скважины, предотвращение коррозии бурового инструмента и
оборудования, сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их
вскрытии, обеспечение получения достоверной геолого-геофизической
информации,
устойчивость
к
возмущающим
воздействиям,
пожаробезопасность, экологичность, рентабельность и др.
1.3. Основы физико-химии очистных агентов
Понятие об очистных агентах, как гомогенных (однофазных) и
гетерогенных (многофазных) физико-химических системах. Компоненты и
составные части гомогенных систем. Показатели, характеризующие степень
измельчения вещества. Классификация физико-химических систем по
степени дисперсности. Классификация гетерогенных дисперсных систем с
жидкой дисперсионной средой по агрегатному состоянию дисперсной фазы.
Классификация очистных агентов, как физико-химических систем, по
числу фаз, агрегатному состоянию дисперсионной среды и ее характеру
(природе), агрегатному состоянию дисперсной фазы и другим признакам
(степени и составу минерализации дисперсионной среды, количеству
дисперсной фазы, способу ее получения, способу приготовления буровых
растворов).
2. Функциональные свойства буровых растворов и их оценка
2.1. Плотность
Определение плотности, размерность. Роль плотности бурового
раствора в создании статического равновесия в системе «ствол скважины пласт», в обеспечении устойчивости стенок скважин, в удержании частиц
шлама во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции, в
очистке забоя скважины от частиц разрушенной породы и бурового раствора
от шлама в очистной циркуляционной системе.
Общие требования к значениям плотности бурового раствора с
позиций получения высоких технико-экономических показателей буровых
работ и действующих правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности.
Устройство ареометра АБР-1, рычажных весов-плотномера ВРП-1 и
порядок работы с ними.
2.2. Структурно-механические свойства
Понятие о бесструктурных (золи) и структурированных (гели) буровых
растворах. Явление тиксотропии. Определение статического напряжения
сдвига (СНС), размерность. Связь между величиной СНС и размером частиц
шлама, удерживаемых во взвешенном состоянии в периоды прекращения
циркуляции. Влияние СНС на условия очистки бурового раствора от шлама
на поверхности, на величину и амплитуду колебаний давления в скважине
при СПО и пуске бурового насоса. Общие требования к величине СНС.
Устройство прибора СНС-2 и порядок работы с ним.
Понятие о
коэффициенте тиксотропии.
2.3. Реологические свойства
Понятие о вязкости, ламинарном (струйном) и турбулентном режимах
течения потока бурового раствора и градиенте скорости сдвига. Закон
внутреннего трения Ньютона.
Реограмма ньютоновской жидкости,
показатель ее реологических свойств, его графическое представление и
размерность.
Реограмма псевдопластичной жидкости. Закон Оствальда - де Ваале.
Показатели реологических свойств псевдопластичной жидкости, их
физическая суть, графическое представление и размерности.
Реограмма вязкопластичной жидкости. Закон Бингама - Шведова.
Показатели реологических свойств вязкопластичной жидкости, их
физическая суть, графическое представление и размерности.
Схема и принцип работы ротационного вискозиметра. Определение
касательных напряжений и скоростей сдвига в кольцевом зазоре
вискозиметра.
Понятие об эффективной вязкости. Определение эффективной вязкости
псевдопластичных жидкостей в различных каналах циркуляционной
системы скважины.
Методика расчета значений пластической вязкости, динамического
напряжения
сдвига,
коэффициента
пластичности,
показателя
неньютоновского поведения, показателя консистенции, эффективной
вязкости при скорости сдвига равной 100 с-1 и эффективной вязкости при
полностью разрушенной структуре по результатам реометрических
измерений. Марки применяемых ротационных вискозиметров, их
возможности и недостатки.
Схема и принцип работы капиллярного (трубчатого) вискозиметра.
Область применения капиллярных вискозиметров, их достоинства и
недостатки. Устройство полевого вискозиметра ВБР-1. Методика
определения условной вязкости бурового раствора.
Влияние показателей реологических свойств бурового раствора на
степень очистки забоя скважины от шлама, степень охлаждения
породоразрушающего инструмента, транспортирующую способность потока,
величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе
скважины и гидродинамического давления на ее забой и стенки в процессе
бурения; амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов,
выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной
колонны; интенсивность обогащения бурового раствора шламом и др.
Желательные пределы изменения значений показателей реологических
свойств буровых растворов.
2.4. Фильтрационно-коркообразующие свойства
Сущность процесса фильтрации и коркообразования в скважинах.
Понятие о статической, динамической и мгновенной фильтрации. Влияние
гранулометрического состава твердой фазы, растворенных солей и реагентов
- понизителей фильтрации на проницаемость фильтрационных корок.
Осложнения, связанные с образованием на стенках скважин рыхлых и
толстых фильтрационных корок и поступлением в пласт больших объемов
фильтрата. Определение показателя фильтрации, его размерность.
Устройство прибора ВМ-6 и порядок работы с ним. Зависимость объема
фильтрата от перепада давления, температуры и свойств фильтрата. Способы
ускоренного определения показателя фильтрации. Марки приборов,
позволяющих оценивать показатель фильтрации при высоких давлениях и
температурах. Способы оценки толщины, коэффициента проницаемости и
прихватоопасности фильтрационных корок.
2.5. Электрохимические свойства
Понятия
об
удельном
электрическом
сопротивлении
и
электростабильности (напряжении электропробоя) буровых растворов.
Требования к значениям этих показателей, приборы для их определения.
Влияние концентрации ионов водорода на свойства буровых растворов,
эффективность действия химических реагентов, устойчивость стенок
скважин в глинистых отложениях, проницаемость продуктивных горизонтов,
интенсивность коррозии стальных и легкосплавных бурильных труб.
Сущность и область применения колориметрического и электрометрического
способов определения рН.
2.6. Триботехнические свойства
Влияние трения между контактирующими в скважине поверхностями
на основные показатели и процессы бурения. Возможности буровых
растворов в снижении сил трения. Принципиальные схемы существующих
трибометров и сущность методик определения коэффициента трения по
затратам мощности, с помощью моментомера и динамометра, по углу
отклонения маятника и наклона желоба.
2.7. Ингибирующая, диспергирующая и консолидирующая
способность
Понятие об ингибирующей способности буровых растворов. Основные
причины потери устойчивости глинистых пород при их обнажении.
Сущность процессов концентрационного осмоса, электроосмоса и
адсорбционного всасывания. Существующие группы показателей оценки
ингибирующей способности: показатели набухания, влажности и
деформации естественных и искусственных образцов глинистых пород,
контактирующих с исследуемой средой. Методика определения показателя
увлажняющей способности, ее достоинства и недостатки.
Понятие о диспергирующей способности буровых растворов.
Взаимосвязь между диспергирующей и ингибирующей способностью.
Консолидирующая (крепящая) способность буровых растворов, ее роль
в обеспечении устойчивости стенок скважин в генетически слабосвязанных и
тектонически разрушенных породах, методика оценки.
3. Материалы для приготовления и регулирования свойств
буровых растворов
3.1. Глины
Главные отличительные признаки глин и их химический состав.
Основные глинистые минералы и их отличительные особенности.
Структурные элементы кристаллической решетки основных глинистых
минералов. Типы кристаллических решеток.
Строение и особенности кристаллической решетки и свойств
монтмориллонита. Натриевый и кальциевый монтмориллонит. Обменные
катионы, обменная способность глин, общая величина обменного комплекса.
Строение кристаллической решетки и свойства гидрослюды и
каолинита. Основные особенности палыгорскита.
Показатели качества (сортности) глин: выход глинистого раствора,
катионообменная
способность,
коэффициент
коллоидальности.
Глинопорошки, их разновидности и преимущества перед комовыми глинами.
3.2. Утяжелители
Назначение и основные показатели качества утяжелителей. Виды
утяжелителей
(карбонатные,
баритовые,
железистые,
свинцовые,
комбинированные), область применения.
3.3. Наполнители (закупоривающие материалы)
Назначение, виды наполнителей (волокнистые, гранулярные,
чешуйчато-пластинчатые и др.) и технология их применения. Методика
определения закупоривающей способности буровых растворов с
наполнителями.
3.4. Показатели оценки качества материалов
Концентрация твердой фазы и частиц коллоидных размеров. Причины
снижения механической скорости бурения и проходки на долото с
увеличением концентрации и степени дисперсности твердой фазы бурового
раствора. Сущность методик определения концентрации твердой фазы с
помощью установки ТФН-1 и частиц коллоидных размеров путем адсорбции
ими метиленовой сини.
Концентрация загрязняющих буровой раствор примесей. Загрязнение
бурового раствора посторонними твердыми примесями («песком»).
Необходимость ограничения концентрации «песка» в растворе. Устройство
отстойника ОМ-2 и порядок работы с ним.
Пути поступления газа в буровой раствор и необходимость контроля за
его концентрацией. Устройство прибора ПГР-1 и порядок работы с ним.
Определение концентрации газа методом разбавления.
3.5. Химические реагенты
Назначение химических реагентов. Классификация реагентов по
химическому
составу:
полисахариды,
акриловые
полимеры,
лигносульфонаты, реагенты на основе гидролизного лигнина, гуматные
реагенты,
кремнийорганические
жидкости,
электролиты,
ПАВ,
комбинированные реагенты.
Классификация химических реагентов по характеру действия на
свойства буровых растворов: понизители фильтрации, понизители вязкости,
структурообразователи
(загустители),
регуляторы
щелочности,
пенообразователи, пеногасители, эмульгаторы, понизители твердости пород,
ингибиторы гидратации глин, флокулянты,
ингибиторы коррозии,
термостабилизирующие добавки, антисептики (бактерициды), понизители
жесткости воды, смазочные добавки.
Механизм
действия основных
типов химических реагентов:
понизителей
фильтрации
и
вязкости,
структурообразователей.
Классификация реагентов по термо- и солестойкости.
Понятие о поверхностной энергии и поверхностном натяжении.
Механизм самопроизвольного уменьшения поверхностной энергии. Свойства
поверхностно-активных веществ (ПАВ). Роль ПАВ в сохранении
устойчивости дисперсных систем. Устройство прибора П.А. Ребиндера и
порядок работы с ним. Определение величины поверхностного натяжения на
границе раздела «фильтрат - воздух» и «фильтрат - нефть» с помощью
сталагмометра.
Краткая характеристика химических реагентов (физическое состояние,
цвет, запах; условия и технология применения, транспортирования и
хранения; опасность для здоровья и окружающей среды, проверка качества),
наиболее широко используемых в бурении.
3.6. Физико-химические основы регулирования свойств
буровых растворов
Понятие об агрегативной и кинетической устойчивости дисперсных
систем. Сущность электростатического, адсорбционно-сольватного и
структурно-механического
факторов,
определяющих
агрегативную
устойчивость дисперсных систем.
Факторы,
обусловливающие
сохранение
кинетической
(седиментационной) устойчивости разбавленных и концентрированных
суспензий. Показатели оценки седиментационной устойчивости буровых
растворов: стабильность и суточный отстой, методика их определения,
размерности.
Влияние внешних возмущающих воздействий: электролитной
агрессии, шлама выбуренных пород, давления, температуры, деструкции
полимерных реагентов, частоты вращения бурильной колонны и др. на
устойчивость дисперсных систем.
Способы повышения устойчивости гетерогенных буровых растворов и
регулирования
их
свойств:
механическая,
гидродинамическая,
ультразвуковая,
электрохимическая,
электромагнитная,
электрогидравлическая и электроимпульсная активация; разбавление и
концентрирование; обработка химическими реагентами. Расчеты, связанные
с обработкой буровых растворов химическими реагентами.
4. Типы очистных агентов и их возможности
4.1. Гомогенные (однофазные) очистные агенты
Техническая вода. Показатели оценки качества воды для целей
бурения. Требования к качеству воды с точки зрения использования ее в
качестве основы для приготовления буровых растворов и в качестве
самостоятельного очистного агента. Достоинства и недостатки технической
воды, как очистного агента, условия ее целесообразного применения.
Полимерные растворы. Определение полимерных растворов.
Основные качества, обусловливающие
успешное использование
полимерных растворов в бурении: псевдопластичность, протекание процесса
флокуляции, эффект Томса и др. Недостатки полимерных растворов и
область их рационального применения.
Водные растворы электролитов (солей). Назначение, составы,
особенности технологических свойств, преимущества и недостатки.
Водные растворы ПАВ. Сущность эффекта П.А. Ребиндера. Механизм
снижения сил трения добавками ПАВ. Марки наиболее широко
используемых ПАВ. Область применения растворов ПАВ, их недостатки.
Нефть и продукты ее переработки. Назначение. Состав нефти и ее
основные свойства. Мероприятия по повышению пожаробезопасности при
использовании нефти. Наиболее широко применяемые нефтепродукты.
Газообразные агенты. Сущность пневматического способа удаления
продуктов разрушения, его преимущества перед гидравлическим способом,
недостатки, условия и область рационального применения. Разновидности
газообразных агентов (сжатый воздух, выхлопные газы, азот, природный газ)
и их назначение.
4.2. Гетерогенные (многофазные) буровые растворы
Глинистые растворы. Факторы, обусловливающие широкое
использование глинистых растворов в качестве очистных агентов. Виды
глинистых растворов: полимерглинистые, утяжеленные, ингибирован-ные
(известковые,
гипсоизвестковые,
хлоркалиевые,
гипсокалиевые,
хлоркальциевые, алюмокалиевые и др.), соленасыщенные. Компонентный
состав, особенности технологических свойств и область рационального
применения каждого из них.
Определение расхода глины и воды для получения глинистого раствора
заданной плотности. Расчеты, связанные с регулированием плотности
глинистого раствора концентрированием и разбавлением.
Буровые растворы с конденсированной твердой фазой. Сущность
конденсационного способа получения коллоидных растворов. Технология
приготовления гидрогеля магния, особенности его функциональных свойств
и область использования.
Растворы на углеводородной основе (РУО). Компонентный состав
РУО. Преимущества РУО перед растворами на водной основе. Известковобитумные растворы (ИБР), их рецептуры, основное назначение и недостатки.
Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР), их отличия от ИБР,
разновидности, область применения и основные недостатки.
Газожидкостные смеси. Сущность гидропневматического способа
удаления продуктов разрушения. Способы аэрации буровых растворов и
создания циркуляции газожидкостных смесей в скважине. Разновидности
газожидкостных смесей (аэрированные буровые растворы, пены) и их
отличительные признаки. Критерии оценки пенообразующей способности
ПАВ. Сущность метода Росса-Майлса.
Плотность, стабильность (устойчивость), коррозионная активность,
электропроводность,
выносная
способность;
реологические,
теплофизические свойства пены и методы их оценки. Составы пен и
пенообразующих растворов. Способы разрушения (гашения) пены.
Основные отличительные особенности аэрированных буровых
растворов и пен перед другими типами очистных агентов, их недостатки и
область рационального применения.
5. Приготовление и очистка буровых растворов
5.1. Приготовление буровых растворов
Технические средства (механические мешалки лопастного типа,
фрезерно-струйные мельницы; гидравлические мешалки - эжекторные,
гидромониторные, вихревые) и технология приготовления различных типов
буровых растворов. Оборудование для размещения и перемешивания
бурового раствора в составе наземной циркуляционной системы буровых
установок. Требования к охране труда при приготовлении буровых
растворов.
5.2. Очистка бурового раствора от шлама
Классификация способов очистки буровых растворов от шлама:
естественные, принудительные (механические, гидравлические, химические
и др.) и комбинированные. Сущность очистки бурового раствора с помощью
вибросит. Факторы, определяющие пропускную способность вибросит.
Устройство и принцип работы гидроциклона. Факторы, определяющие
пропускную способность гидроциклона и обеспечиваемую им степень
очистки. Песко- и илоотделители, размеры удаляемых ими частиц шлама.
Принципиальная схема центрифуги, ее достоинства и недостатки. Сущность
трех- и четырехступенчатой систем очистки буровых растворов.
5.3. Очистка бурового раствора от газа
Классификация способов очистки бурового затвора от газа
(дегазации). Устройство газового сепаратора, принцип его работы и область
применения. Общая схема вакуумного дегазатора; принцип, режим и
эффективность его работы.
6. Буровые тампонажные растворы
6.1. Общие сведения о тампонажных растворах. Функции
тампонажных растворов. Требования, предъявляемые к тампонажному
раствору и тампонажному камню.
Понятие о тампонажном растворе как о гетерогенной полидисперсной
системе. Состав дисперсной фазы и дисперсионной среды (жидкости
затворения) тампонажного раствора. Понятие о тампонажном камне.
Функциональное назначение химических реагентов, вводимых в жидкость
затворения. Понятие о водоцементном отношении.
Функции тампонажных растворов: закрепление обсадных колонн и
защита их от коррозионного воздействия пластовых флюидов; изоляция друг
от друга и от дневной поверхности пластов с различными видами флюидов
или с одним вид флюида, имеющим разные свойства; создание
искусственных забоев и разделительных пробок в стволе скважины,
ликвидация поглощений бурового раствора, закрепление стенок скважин в
потенциально неустойчивых породах.
Требования к тампонажному раствору: легко транспортироваться в
заданный интервал скважины, обладать минимальной фильтрацией; быть
нетоксичным, седиментационно устойчивым и химически инертным; по
окончании транспортирования в заданный интервал скважины максимально
быстро превращаться в тампонажный камень, легко смываться с
технологического оборудования.
Требования к тампонажному камню: быть трещинно-, коррозионно- и
термостойким, практически непроницаемым для жидкостей и газов,
достаточно прочным и в то же время легко разбуриваться; обладать хорошей
сцепляемостью (адгезией) с металлом и горными породами, не давать усадки
при твердении.
6.2. Краткая характеристика основных вяжущих веществ и добавок к
ним
Назначение вяжущих веществ.
Портландцемент. Состав смеси для получения портландцемента.
Понятие о клинкере и клинкерных минералах. Основные клинкерные
минералы: четырехкальциевый алюмоферрит, трехкальциевый алюминат,
двухкальциевый силикат, трехкальциевый силикат. Технология их
получения. Краткая характеристика клинкерных минералов. Понятие об
алите и белите, их главные свойства. Добавки, вводимые при помоле
портландцементного клинкера.
Исходные компоненты для получения, достоинства, недостатки и
область рационального использования в качестве вяжущих веществ
глиноземистого цемента, цемента на основе металлургических (доменных)
шлаков, известково-кремнеземистого цемента, гипса, магнезиального
цемента, органических вяжущих веществ (синтетических смол).
Краткая характеристика добавок к вяжущим веществам. Химически
активные добавки: природные (осадочные, вулканические) и искусственные.
Инертные добавки: облегчающие утяжеляющие, закупоривающие.
6.3. Тампонажные цементы
Определение тампонажного цемента.
Классификация тампонажных цементов по температуре применения,
плотности тампонажного раствора и устойчивости тампонажного камня к
воздействию агрессивных пластовых вод.
ПТЦ – портландцемент тампонажный (ГОСТ 1581-96). Классификация
ПЦТ по вещественному составу, плотности тампонажного раствора,
температуре применения и сульфатостойкости. Технические требования к
ПЦТ. Условные обозначения ПЦТ.
Состав, марки, технические требования, особенности и рациональная
область применения серийно выпускаемых тампонажных цементов:
ОЦГ – облегченный цемент для горячих скважин (ТУ 39-01-08-46979);
ЦТОК – цемент тампонажный облегченный повышенной
коррозионной стойкости (ТУ 39-0147009-010-89);
ЦТО – цемент тампонажный облегченный (ТУ 39-0147009-018-89);
МТО – материал тампонажный облегченный (ТУ 39-08-217-85);
ЦТН – цемент тампонажный для низкотемпературных скважин (ТУ
113-08-565-85);
ПЦАТ – портландцемент алинитовый тампонажный (ТУ 21 УзССР146-89);
ЦТПН – цемент тампонажный для паронагнетательных скважин (ТУ
39-1057-85);
цемент тампонажный сероводородостойкий (ТУ 21-20-64-85);
ШПЦС – шлакопесчаный цемент совместного помола (ОСТ 39-01780);
УЦГ – утяжеленный тампонажный цемент (ТУ 39-01-08-535-80);
УШЦ – утяжеленный шлаковый цемент (ОСТ 39-014-80);
ЦТУК – цемент тампонажный утяжеленный коррозионностойкий (ТУ
39-995-85).
Тампонажные цементы для ликвидации поглощений бурового
раствора.
6.4. Физико-химические основы регулирования свойств
тампонажного раствора и тампонажного камня
Процессы, протекающие в тампонажном растворе и тампонажном
камне.
Гидратация. Основные этапы гидратации алита и белита: частичное
растворение поверхности клинкерных минералов, насыщение жидкости
затворения продуктами растворения, возникновение зародышей новой
кристаллической фазы (новообразований), свойства последних. Влияние на
скорость
растворения
поверхности
клинкерных
минералов
минералогического состава клинкера, степени дисперсности тампонажного
цемента, водоцементного отношения, давления, температуры.
Структурообразование.
Роль
в
образовании
сетчатой
(коагуляционной) тиксотропной структуры из зерен цемента и элементарных
пакетов новообразований «стесненных» условий в тампонажном растворе,
гидратных оболочек на поверхностях зерен цемента и элементарных пакетов
новообразований и электрических зарядов, обусловленных ненасыщенными
валентными связями на растворенных участках кристаллической решетки
клинкерных минералов и несовершенством кристаллической решетки
новообразований.
Схватывание.
Причины,
приводящие
к
преобразованию
коагуляционной структуры в рыхлую кристаллизационную структуру: рост
кристаллов новообразований и числа связей между частицами, появление
контактов срастания новообразований, увеличение площади таких контактов
и др.
Твердение
как
процесс
окончательного
формирования
кристаллизационной структуры, имеющей высокую механическую
прочность и упруго-хрупкие свойства.
Регулирование свойств тампонажного раствора и тампонажного камня
с помощью химических реагентов. Назначение, область применения,
механизм действия и краткая характеристика наиболее широко
используемых ускорителей схватывания и твердения, замедлителей
схватывания и твердения, пластификаторов (разжижителей) и понизителей
фильтрации тампонажных растворов.
Влияние химических реагентов на свойства тампонажного камня.
6.5. Контроль качества тампонажного цемента, тампонажного
раствора и тампонажного камня
Виды контроля: входной контроль качества тампонажного цемента,
контроль при хранении тампонажного цемента, контроль при подборе
(разработке)
рецептуры
тампонажного
раствора,
контроль
при
приготовлении тампонажного раствора на буровой.
Показатели, подлежащие измерению при входном контроле качества
тампонажного цемента. Приборы и методика оценки тонкости помола и
удельной поверхности тампонажного цемента, плотности и растекаемости
тампонажного раствора, времени загустевания и сроков схватывания
тампонажного раствора, предела прочности на изгиб и сжатие образцов
тампонажного камня.
Регламент контроля пригодности тампонажного цемента к
дальнейшему применению по назначению после истечения гарантийного
срока хранения.
Регистрируемые данные и измеряемые показатели при подборе
(разработке) рецептуры тампонажного раствора. Особенности измерения
показателя фильтрации тампонажных растворов с помощью прибора ВМ-6.
Показатель, измеряемый при приготовлении тампонажного раствора на
буровой.
Приборы и методика оценки показателей, характеризующих
седиментационную устойчивость тампонажного раствора, проницаемость и
коррозионную устойчивость тампонажного камня, прочность сцепления
тампонажного камня с горными породами и обсадными трубами,
происходящие в тампонажном камне объемные изменения и др.
7. Основы экологизации и оптимизации качества буровых
промывочных и тампонажных растворов
7.1. Экологические свойства буровых растворов
Актуальность и пути экологизации буровых растворов.
Биотестирование как основа решения экологических проблем в
бурении. Краткий обзор биотестов с позиций их пригодности для оценки
экотоксичности буровых растворов. Сущность инструментальной методики
биотестирования буровых растворов и их компонентов.
Основы экотехнологии промывки скважин. Критерий оценки уровня
экотехнологии промывки скважин. Алгоритм расчета объемов основных
отходов бурения.
7.2. Проектирование и оптимизация качества буровых
промывочных и тампонажных растворов
Получение технических характеристик буровых промывочных и
тампонажных
растворов
различных
компонентных
составов
с
использованием насыщенных матриц планирования эксперимента.
Методика обобщенной оценки качества буровых промывочных и
тампонажных растворов, формируемой как среднее геометрическое частных
функций желательности значений показателей их свойств (единичных
оценок качества). Суть алгоритма расчета частных функций желательности.
Основы регламентирования значений показателей свойств буровых
промывочных и тампонажных растворов.
Преимущества поиска оптимальных составов буровых промывочных и
тампонажных растворов во всем факторном пространстве, исследованном с
помощью насыщенных матриц планирования эксперимента. Сущность
алгоритма такого поиска с помощью компьютерных программ.
Возможности оперативного выбора оптимальных составов из
множества альтернатив для целей дальнейшего повышения эффективности
буровых работ.
Содержание практического раздела включает 16 занятий (8
лабораторных работы), общей трудоемкостью 37.5 часов (табл. 2). В результате
освоения практического раздела дисциплины студент овладевает следующими
компетенциями: ОК-1, ПК-2, ПК-5, ПК-6, ПК-8, ПК-9, ПК-10, ПК-19, ПК-21.
Таблица 2
Темы практических занятий
№ п./п.
1
2
3
4
5
6
7
Название практического занятия
Объём, ч.
Определение основных свойств буровых
4
растворов приборами, входящими в ЛГР-3
Определение реологических, триботехнических
свойств и ингибирующей способности буровых
2,5
растворов
Определение качества глин для целей бурения
2
Приготовление глинистого раствора заданной
плотности.
Регулирование
плотности
2
концентрированием и разбавлением
Изучение
характеристик
основных
химреагентов. Регулирование свойств буровых
4
растворов химреагентами
Определение основных свойств тампонажного
2
цемента
Приготовление и определение основных свойств
2
8
тампонажного раствора
Приготовление образцов тампонажного камня.
Определение основных свойств тампонажного
камня
Всего, часов
4
22,5
4.2. Структура дисциплины
Структура дисциплины по разделам (модулям) и видам учебной
деятельности (лекции и лабораторные занятия) с указанием временного
ресурса представлена в табл. 3.
.
Таблица 3
Структура модуля (дисциплины)
по разделам и формам организации обучения
Название раздела/темы
Аудиторная работа (час)
Лекции Практ./сем. Лаб.
Занятия
зан.
Введение. Роль и значение
буровых работ. Способы удаления
2.5
продуктов разрушения. Очистные
агенты.
Функциональные свойства
4
буровых растворов и их оценка
Материалы для приготовления и
регулирования свойств буровых
4
растворов
Типы очистных агентов и их
4
возможности
Приготовление и очистка буровых
2
растворов
Буровые тампонажные растворы
4
Основы экологизации и
оптимизации качества буровых
2
промывочных и тампонажных
растворов
Итого
22,5
СРС
Колл,
Итого
(час) Контр.Р.
6
2
6.5
4
4
20.5
2
4
6
4
20
2
4
6
4
20
2
4
4
4
16
4
8
6
4
26
3
15
8.5
4
22,5
9
60
120
4.3. Распределение компетенций по разделам дисциплины
Распределение по модулям дисциплины планируемых результатов
обучения, согласно ООП подготовки бакалавров по направлению 131000
«Нефтегазовое дело» представлено в табл. 4.
Таблица 4
Распределение по разделам дисциплины планируемых результатов
обучения
№ Формируемые
компетенции
З4.9
З5.4
З9.8
У4.8
У5.4
У9.8
В4.7
В5.4
В9.8
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Лекции
+
+
+
Модули дисциплины
Лаб. работы
Самостоятельная
работа
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
5. ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Специфика сочетания методов
отражается в матрице (табл. 5).
и
форм
организации
обучения
Таблица 5
Методы и формы организации обучения
ФОО
Лекции
Методы
Работа в команде
Методы проблемного обучения
Обучение на основе опыта
Опережающая самостоятельная
работа
Проектный метод
+
Практические
занятия
СРС
+
+
+
+
+
+
+
+
6. ОРГАНИЗАЦИЯ И УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ СТУДЕНТОВ
6.1. Текущая самостоятельная работа студента
Текущая самостоятельная работа студента направлена на углубление и
закрепление знаний студента, развитие практических умений:
 поиск, анализ, структурирование и презентация информации,
 выполнение расчетных работ;
 исследовательская работа и участие в научных студенческих
конференциях, семинарах и олимпиадах;
 анализ научных публикаций по заранее определенной преподавателем
теме.
6.2. Творческая проблемно-ориентированная самостоятельная работа
Творческая проблемно-ориентированная самостоятельная работа,
ориентированная на развитие интеллектуальных умений, комплекса
универсальных (общекультурных) и профессиональных компетенций,
повышение
творческого
потенциала
студентов.
В
результате
самостоятельной подготовки студент овладевает следующими компетенциями:
ОК-1, ПК-1, ПК-8, ПК-17, ПК-21, ПК-22.
6.3. Содержание самостоятельной работы студентов по дисциплине




Самостоятельная работа в объеме 30 ч. по освоению теоретических и
практических основ дисциплины заключается в следующем:
работа с конспектом лекций, методической и учебной литературой в
соответствии с учебным планом – 10 часов;
подготовка к защите четырех лабораторных работ – 10 часов;
подготовка рефератов – 6 часов;
подготовка к входному контролю (тестированию), текущему контролю (три
контрольные работы) и итоговому контролю – 19 часов.
Задания для самостоятельной работы
1. Контроль качества буровых растворов (краткое описание методик
оценки плотности бурового промывочного и тампонажного растворов
ареометром АБР-1, условной вязкости бурового раствора вискозиметром
ВБР-1, показателя фильтрации бурового и тампонажного растворов
прибором ВМ-6; пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и
коэффициента пластичности бурового раствора с помощью вискозиметра
ВСН-3; статического напряжения сдвига бурового раствора прибором
СНС-2, стабильности бурового раствора прибором ЦС-2, концентрации
«песка» в буровом растворе с помощью отстойника ОМ-2, концентрации газа
в буровом растворе прибором ПГР-1 и методом разбавления).
2. Контроль качества тампонажного цемента, тампонажного
раствора и тампонажного камня (краткое описание методик оценки
объемной (насыпной) массы тампонажного цемента с помощью прибора
ЛОВ, подвижности (растекаемости) тампонажного раствора конусом АзНИИ,
седиментационной устойчивости (водоотделения) тампонажного раствора с
помощью мерных цилиндров, сроков схватывания тампонажного раствора с
помощью иглы ВИКА, пределов прочности на изгиб и сжатие тампонажного
камня с помощью прибора «2035-П-05» и пресса).
6.4. Контроль самостоятельной работы
Оценка результатов самостоятельной работы организуется как единство
двух форм: самоконтроль и контроль со стороны преподавателей.
6.5. Учебно-методическое обеспечение самостоятельной работы
Образовательные ресурсы, рекомендуемые для использования при
самостоятельной работе студентов, том числе программное обеспечение,
Internet- и Intranet-ресурсы (электронные учебники, компьютерные модели и
др.), учебные и методические пособия:

рабочая программа дисциплины (202 ауд. 6 корпуса ТПУ);

учебные пособия по лекционному материалу - Научно-техническая
библиотека ТПУ– г. Томск, ул. Белинского 55);

комплект тестовых материалов и 3-х контрольных работ

лекционная аудитория с мультимедийным оборудованием, компьютерный
класс для проведения практических работ.
7. СРЕДСТВА ТЕКУЩЕЙ И ИТОГОВОЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА
ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ
Контроль успеваемости студентов осуществляется в виде:

входного контроля;

текущего контроля (три контрольные работы и собеседование при сдаче
отчетов по лабораторным работам);

итогового контроля (зачет в седьмом семестре).
Контроль служит эффективным стимулирующим фактором для
организации самостоятельной и систематической работы студентов,
усиливает глубину и долговременность полученных знаний. Контроль
осуществляется на аудиторных занятиях, в том числе и на консультациях,
чем создаются условия, при которых студент вынужден ритмично работать
над изучением данного курса.
Организация контроля строится на оценке знаний студентов по
принятой в Национальном исследовательском Томском политехническом
университете рейтинговой системе. Максимальное количество баллов по
данной дисциплине, которое может набрать студент, составляет 100 баллов
(табл. 6).
Таблица 6
Оценка видов занятий дисциплины по рейтинговой системе
№ п./п.
Вид занятий
1
Входной контроль (тестирование)
3
Текущий контроль (три контрольные работы)
4
Выполнение и защита лабораторных работ
6
Итоговый контроль
Максимальное количество баллов, всего
Баллы
5
15
40
40
100
Текущий контроль преследует целью выработать у студентов навыки
систематической работы, направленной на усвоение содержания
дисциплины, и проводится в начале каждой лекции путем экспресс -опроса
двух- трех студентов по материалу предыдущей лекции.
Типичные вопросы текущего контроля, ответ на которые, как правило,
состоит из одного слова, приведены ниже.
1. Название явления обратного коагуляции.
2. Название процесса насыщения жидкости воздухом.
3. Название буровых растворов, реологическая кривая которых
описывается законом Оствальда - де Ваале.
4. Название вяжущего вещества наиболее широко используемого для
приготовления тампонажных растворов.
5. Гетерогенные очистные агенты с жидкой дисперсионной средой и
газообразной дисперсной фазой.
6. Глинистый минерал, имеющий двухслойную кристаллическую
решетку без зарядов на поверхности.
7.
Основные технические средства для приготовления буровых
растворов.
8. Названия приборов, с помощью которых определяют плотность
буровых и тампонажных растворов.
9. Название минерала, микрокристаллы которого являются дисперсной
фазой гидрогеля магния.
10. Название дисперсной системы, у которой дисперсионная среда и
дисперсная фаза представлены несмешивающимися жидкостями.
11. Название группы глинистых минералов, включающей в себя
гидромусковит и гидробиотит.
12. Название водного раствора высокомолекулярного вещества.
13. Название внутренней части мицеллы.
14. Глинистый минерал, имеющий наибольшую величину обменного
комплекса.
15. Название очистных агентов, обеспечивающих максимальную
экономическую эффективность при бурении в зонах катастрофического
поглощения.
16. Название отрасли науки, предметом изучения которой являются
законы течения.
17. Основной недостаток гидрофобных эмульсий с высоким
содержанием воды.
18. Продукт обжига смеси известняка с глиной при производстве
портландцемента.
19. Название процесса оседания частиц дисперсной фазы под
действием силы тяжести.
20. Явление уменьшения объема тампонажного камня при
затвердевании.
21. Название дисперсных систем, частицы дисперсной фазы которых
имеют различные размеры.
22.
Вид устойчивости дисперсных систем, характеризующийся
способностью противостоять слипанию частиц дисперсной фазы.
23. Название вискозиметра с двумя коаксиальными (соосными)
цилиндрами.
24. Единица измерения растекаемости тампонажных растворов.
25. Показатели, характеризующие седиментационную устойчивость
буровых растворов.
26. Дисперсная система с твердой дисперсной фазой и жидкой
дисперсионной средой.
27. Первооткрыватель эффекта, заключающегося в снижении
прочности горных пород
в
зоне предразрушения при бурении с
применением водных растворов ПАВ.
28.
Название
электролитов,
снижающих
величину
электрокинетического потенциала.
29. Компонент сырьевой смеси для получения портландцемента.
30. Функция (назначение) слоя пены, замерзающего при контакте с
многолетнемерзлыми породами.
31. Название процесса смешивания тампонажного цемента с
дисперсионной средой тампонажного раствора.
32. Часть дисперсной системы с одинаковыми физико-химическими
свойствами, отделенная от других частей поверхностью раздела.
33. Способы определения величины рН.
34. Устройство, способное обеспечить наибольшую степень очистки
буровых растворов от шлама.
35. Система с жидкой дисперсионной средой, в которой частицы
твердой дисперсной фазы образуют пространственную структуру.
36. Вещество, замедляющее гидратацию и набухание глинистых пород,
слагающих стенки скважины.
37. Название тампонажных растворов, способных в самые короткие
сроки переходить из вязкопластичного состояния в твердое.
38. Первооткрыватель эффекта, заключающегося в снижении
гидравлических сопротивлений при течении воды малыми добавками
некоторых высокомолекулярных соединений.
39. Прибор для определения времени загустевания тампонажных
растворов.
40. Понизитель фильтрации, подверженный ферментативному
разложению (загниванию) под действием бактерий.
41. Какое свойство пространственной структуры раствора определяют
с помощью прибора СНС-2?
42. Название эмульсии, у которой дисперсной фазой являются капельки
(глобулы) углеводородной жидкости, а дисперсионной средой вода.
43. Название очистных агентов, состоящих из двух или большего числа
фаз.
44. Наименьшее количество глинистого вещества, способного к
самостоятельному существованию в водной среде.
45. Глинистый минерал, имеющий игольчатую форму и обладающий
способностью
образовывать
структурированные
суспензии
в
минерализованных водах.
47. Свойство тампонажного раствора, измеряемое конусом АзНИИ.
48. Название слоя подвижных ионов, образующих внешнюю обкладку
ДЭС.
49. Единица измерения условной вязкости бурового раствора.
50. Название буровых растворов, применяемых для предупреждения
флюидопроявлений при бурении в зонах с высоким пластовым давлением.
51. Название однородной физико-химической системы, состоящей из
одной фазы.
52. Вещество, используемое в качестве структурообразователя ИБР.
53. Устройства для очистки буровых растворов.
54. Явление потери агрегативной устойчивости дисперсных систем при
нулевом значении электрокинетического потенциала.
55. Способность тампонажного камня пропускать жидкости или газы
при определенном перепаде давления.
56. Функции поверхностно-активных веществ в бурении.
57. Название буровых растворов, реологическая кривая которых
описывается законом Бингама - Шведова.
58. Название эффекта, способствующего улучшению условий очистки
забоя скважины от шлама при бурении с пеной.
59. Явление перехода золя в гель в состоянии покоя и геля в золь при
перемешивании (встряхивании, нагревании).
60. Явление концентрации поверхностно-активных веществ на границе
раздела фаз.
61. Наиболее широко используемый утяжелитель буровых растворов.
62. Общее название химических реагентов - понизителей вязкости
тампонажных растворов.
63. Техническое устройство, способное удалять из бурового раствора
частицы шлама размером 0,03 мм и более.
64. Способы приготовления аэрированных буровых растворов.
Рубежный контроль направлен на проверку усвоения студентами
отдельных модулей дисциплины.
Рубежный контроль осуществляется путем проведения 4-х
контрольных работ, о содержании которых можно судить по приведенным
ниже вопросам.
1. Какой знак (плюс или минус) будет иметь поправка к плотности
бурового раствора, если ареометр АБР-1 погружать в ведро с морской водой?
2. Укажите размерность показателя фильтрации.
3. Укажите пределы измерения показателя фильтрации прибором ВМ6.
4. Чему равно процентное содержание песка в буровом растворе, если
объем осадка в пробирке отстойника ОМ-2, в который вместе с водой было
залито 2 колпачка испытуемого раствора, составил 2 см3?
5. Как называется устройство, растягивание которого приводит к росту
давления в рабочих полостях ПГР-1?
6. Укажите необходимые приборы для определения стабильности
бурового раствора.
7. Какие ионы (H+ или OH-) преобладают в буровом растворе с
pH
> 7?
8. Укажите значение и единицу измерения постоянной вискозиметра
ВБР-1.
9. Перечислите показатели свойств бурового раствора, которые можно
определить с помощью ВСН-3.
10. Определите угол поворота шкалы прибора СНС-2, если статическое
напряжение сдвига через 1 минуту покоя получилось равным 20 дПа при
константе нити К = 0,1 Па/град.
11. Для проведения испытаний необходимо иметь 1,3 кг тампонаж-ного
цемента. Какой должна быть масса средней пробы этого цемента?
12. Мешки с тампонажным цементом сложены штабелем, по длине
которого располагается 8 мешков, а по ширине и высоте - по 6 мешков. Из
какого числа мешков необходимо отобрать частичные пробы тампонажного
цемента, руководствуясь «правилом конверта»?
13. Чему равна тонкость помола тампонажного цемента, если остаток
на сите № 008 после окончания просеивания пробы этого цемента массой 50
г составил 6 г?
14. Сколько тонн тампонажного цемента может быть загружено в
бункер цементо - смесительной машины 2СМН - 20, имеющий вместимость
14,5 м3, при объемной (насыпной) массе цемента равной 1200 кг/м3?
15. Какое количество тампонажного цемента в г и воды в см3
потребуется для приготовления пробы тампонажного раствора объемом 1
дм3, если плотность цемента и воды соответственно равна 3100 и 1050 кг/м3,
а В/Ц = 0,45?
16. Какой момент принимается за начало перемешивания при
приготовлении пробы тампонажного раствора вручную и с помощью
мешалки ЛМР -1? Какова стандартная продолжительность перемешивания
пробы тампонажного раствора при испытаниях?
17. Что понимается под начальной консистенцией тампонажного
раствора и в каких единицах может измеряться этот показатель?
18. Чему равен коэффициент водоотделения тампонажного раствора
(В, %), если в верхней части одного мерного цилиндра объем выделившейся
воды составил 8 см3, а в другом - 6 см3?
19. Чему равно значение показателя фильтрации тампонажного
раствора (см3 / 30 мин), если в процессе измерений шкала прибора ВМ - 6 за
40 с опустилась с нулевой отметки до отметки 36 см3?
20. Что понимается под сроком начала и сроком конца схватывания
тампонажного раствора? Укажите для прибора ВИКА диаметр и длину иглы,
а также общую массу груза, под действием которого игла погружается в
тампонажный раствор.
21. С какой периодичностью фиксируют показания приборов КЦ - 3 и
КЦ - 5 при определении срока загустевания тампонажного раствора?
22. Что такое контракция? Чем чревато протекание этого процесса в
тампонажном растворе (камне), заполняющем заколонное пространство
скважины?
23. Что понимается под сроком начала схватывания и сроком конца
схватывания тампонажного раствора, с помощью какого прибора измеряют
эти показатели при атмосферном давлении и какие четыре характеристики
этого прибора Вы бы отнесли к основным?
24. Определить минимально возможный срок начала схватывания и
максимально возможный срок конца схватывания, измеряемые с помощью
установки УС - 1, если первый замер производится через 1 ч после
затворения тампонажного цемента, а последующие - через каждые 5 мин.
25. Что понимается под сроком загустевания тампонажного раствора?
26. Определить сж (в МПа) образца тампонажного камня, если
площадь его поперечного сечения равна 25 см2, площадь поршня пресса - 100
см2 , а давление масла в гидросистеме пресса в момент разрушения образца
равнялось 2 МПа.
27. Чему равен предел прочности тампонажного камня на растяжение
(раст, МПа), если при испытаниях шести образцов-близнецов получены
следующие результаты: 2,5; 2,0; 3,0; 2,0; 2,5; 3,0?
28. Когда формы с образцами тампонажного камня выдерживают в
ванне с гидравлическим затвором, когда - в термостате, а когда - в автоклаве?
29. Определить максимально возможную величину изг (в МПа)
образцов тампонажного камня с размерами 4 х 4 х 16 см при испытаниях
на приборе 2035 П-0,5, если наибольшая предельная нагрузка, которую он
может обеспечить, равна 6000 Н?
30. Какова стандартная продолжительность твердения образцов
тампонажного камня, предназначенных для испытаний на прочность,
начиная от момента затворения тампонажного раствора?
31. Что понимается под физической (абсолютной) и эффективной
(фазовой) проницаемостью тампонажного камня?
32. Что служит основанием для завершения процесса сушки образцов
тампонажного камня перед определением его абсолютной проницаемости?
33. О чем свидетельствует превышение уровня жидкости во
внутренней трубке индикаторного устройства газометра над уровнем
жидкости в наружной трубке этого устройства? Что следует сделать для того,
чтобы эти уровни совпадали?
34. Какой объем (в л) агрессивной пластовой жидкости, моделируемой
с помощью химически чистых реактивов, нужно приготовить для
выдерживания в ней 36 образцов тампонажного камня при испытаниях его на
коррозионную стойкость?
35. Является ли тампонажный камень коррозионно-стойким, если КС3
= 0,93; КС6 = 0,81; КС12 = 0,88?
36. Чему равна прочность сцепления (в МПа) тампонажного камня с
ограничивающей поверхностью площадью 15 см2, если для отрыва их друг от
друга потребовалось приложить усилие 150 кГс?
37. Найти высоту (в мм) рабочей части обоймы, которая
использовалась для определения прочности сцепления тампонажного камня с
внешней ограничивающей поверхностью по методу кольца, если внутренний
диаметр ее равен 31,85 мм; смещение тампонажного камня относительно
обоймы произошло при усилии в 5000 Н, а прочность сцепления получилась
равной 2 МПа?
38. Определить объем тампонажного раствора в дм3, необходимый для
проведения одного испытания на прочность сцепления тампонажного камня
с внутренней ограничивающей поверхностью по методу кольца, если высота
обоймы (кольца) и цилиндра-вставки равна 70 мм, внутренний диаметр
обоймы (кольца) - 100 мм, а диаметр цилиндра-вставки - 30 мм?
Итоговый контроль осуществляется путем письменного экзамена.
Экзамен проводится по 16 билетам, каждый из которых содержит по 4
вопроса.
Формируемые компетенции в зависимости от вида полученных знаний по
дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин» представлены в табл. 7.
Таблица 7
Формируемые компетенции в зависимости от вида полученных знаний по дисциплине
«Бурение нефтяных и газовых скважин»
Коды
Компетенции,
совокупный ожидаемый результат по
завершении обучения
Общекультурные (ОК)
обобщать, анализировать, воспринимать
ОК-1 информацию, ставить цели и выбирать
пути ее достижения
проявлять
инициативу,
находить
ОК-6 организационно-управленческие решения
и нести за них ответственность
использовать нормативные правовые
ОК-7 документы
в своей деятельности
стремиться к саморазвитию, повышению
ОК-9 своей квалификации и мастерства
Профессиональные(ПК)
общепрофессиональные
самостоятельно приобретать новые знания,
ПК-1 используя современные образовательные и
информационные технологии
использовать
основные
законы
естественнонаучных
дисциплин
в
профессиональной
деятельности,
ПК-2
применять
методы
математического
анализа и моделирования, теоретического
и экспериментального исследования
составлять
и
оформлять
научноПК-5
техническую и служебную документацию
Совокупность оценочных заданий
по дисциплине
лекции

лабораторные самостоятельная
занятия
работа









производственно-технологическая деятельность
применять
процессный
подход
в
деятельности,
сочетать
ПК-6 практической
теорию и практику
эксплуатировать
и
обслуживать
оборудование,
ПК-8 технологическое
используемое при строительстве скважин
оценивать риски и определять меры по
обеспечению
безопасности
ПК-9
технологических
процессов
в
нефтегазовом производстве
применять в практической деятельности
ПК- принципы рационального использования
природных
ресурсов
и
защиты
10
окружающей среды
организационно-управленческая деятельность
методы
техникоПК- использовать
экономического анализа
13
экспериментально-исследовательская деятельность
изучать и анализировать отечественную
зарубежную
научно-техническую
ПК- и
информацию
по
направлению
17
исследований в области бурения скважин
использовать
физико-математический
для
решения
расчетноПК- аппарат
аналитических задач, возникающих в
19
ходе профессиональной деятельности
проектная деятельность
осуществлять
сбор
данных
для
ПКвыполнения работ по проектированию
21
бурения скважин,
выполнять отдельные элементы проектов
ПКна стадиях эскизного, технического и
22
рабочего проектирования

















9. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ И ИНФОРМАЦИОННОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ
Кафедра бурения скважин имеет в своем составе учебную лабораторию
буровых промывочных и тампонажных растворов с полным комплектом
установок и приборов, входящих в стандартные переносные и стационарную
лаборатории буровых растворов типа ЛГР-3, КЛР-1, «Раствор-1», а также
приборов контроля качества тампонажных материалов во всех возможных
их агрегатных состояниях: сухом порошкообразном (тампонажный цемент),
жидком (тампонажный раствор) и твердом (тампонажный камень).
Специфическими особенностями преподавания дисциплины являются
тесная интеграция с научными исследованиями, выполняемыми на кафедре
по данной тематике, а также постоянное пополнение и обновление ее
приборного и программного обеспечения. Так, при выполнении
лабораторных работ используются разработанные на уровне изобретений
опытные образцы универсального прибора для оценки ингибирующей и
консолидирующей способности буровых растворов, универсального пресса
для формирования модельных образцов глинистых и потенциально
неустойчивых пород, прибора для оценки закупоривающей способности
буровых растворов и др.
При изучении данной дисциплины используется и целый ряд
предметно-ориентированных компьютерных программ:
- «Реология» для обработки результатов реометрии буровых
промывочных жидкостей;
- «Выход» для обработки результатов оценки качества глин для целей
бурения;
- автоматизированное рабочее место (АРМ «Раствор») для выбора
оптимальных составов буровых растворов по задаваемым значениям
показателей свойств;
пакет прикладных программ (ППП) «Инженерные расчеты в
бурении» для расчетов, связанных с приготовлением, утяжелением и
химобработкой буровых растворов, а также с общим расходом материалов на
их приготовление для отдельной скважины;
- примеры карт поинтервальной обработки буровых растворов на
объектах работ ОАО «Томскнефть» ВНК.
Первые две программы и АРМ «Раствор» разработаны под
руководством П.С. Чубика.
1.
2.
3.
4.
5.
1.
6.
7.
8.
9.1. Перечень рекомендуемой литературы
Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые
промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. - М.:
Недра, 1999. - 424 с.
Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. - Томск:
Изд-во НТЛ, 1999. - 300 с.
Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы: Учебное
пособие. - М.: Недра, 1987. - 279 с.
Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам. - Томск: Изд-во
ТПУ, 1999. - 82 с.
Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов
(промывочных жидкостей) /Пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 509 с.
Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным
материалам. - М.: Недра, 1989. - 373 с.
Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М.:
Недра, 1990. - 230 с.
Чубик П.С. Практикум по промывочным жидкостям: Учебное пособие.
- Томск: Изд-во ТПИ, 1991. - 100 с.
9.2. Перечень вспомогательной литературы
1. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для
осложненных условий. - М.: Недра, 1988. - 135 с.
2. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский В.С. Химия промывочных и
тампонажных жидкостей: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1981. - 152
с.
3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению.
1. В 4 кн. Кн.2 - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1995. - 273 с.
4. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению.
2. В 4 кн. Кн.3 - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1995. - 320 с.
5. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей
среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.
6. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических
показателей тампонажных растворов. - М.: Недра, 1988. - 135 с.
7. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке
скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.
8. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки
скважин. - М.: Недра, 1981. - 301 с.
9. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990. - 408 с.
10.Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985. - 181 с.
11.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения
осложнений в бурении. - М.: Недра, 1984. - 229 с.
12.Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с
малым содержанием твердой фазы. - М.: Недра, 1985. - 160 с.
13.Косаревич И.В., Шеметов В.Ю., Гончаренко А.П. Экология бурения /
Под ред. В.И.Рябченко. - Мн.: Навука i тэхнiка, 1994. - 119 с.
14.Литяева З.А., Рябченко В.И. Глинопорошки для буровых растворов. М.: Недра, 1992. - 183 с.
15.Маковей Н. Гидравлика бурения /Пер. с рум. - М.: Недра, 1986.
3. - 536 с.
16.Мальцев А.В., Дюков Л.М. Приборы и средства контроля процессов
бурения. - М.: Недра, 1989. - 253 с.
17.Оптимизация процессов промывки и крепления скважин /Аве-тисов
А.Г., Бондарев В.И., Булатов А.И. и др. - М.: Недра, 1980. - 221 с.
18.Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых
растворов. - М.: Недра, 1982. - 230 с.
19.Смазочное действие сред в буровой технологии / Г.В.Конесев,
М.Р.Мавлютов, А.И.Спивак, Р.А.Мулюков. - М.: Недра, 1993. - 272 с.
20.Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые
растворы. - М.: Недра, 1983. - 167 с.
21.Хаиров Г.Б. Экологически безопасная технология строительства
глубоких разведочных скважин. - М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996. - 203
с.
Другие образовательные ресурсы
1. Пакет прикладных программ «GeoIng» Универсального программного
комплекса «Geotech»
2. Фильмы по бурению нефтяных и газовых скважин
3. Презентации к лекциям
9. МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ДИСЦИПЛИНЫ
В проведении лекционных и практических занятий используются следующие
аудитории:
 204 ауд. 6 кор. (32 посад. места, используется персональный РС Core 2
Duo 1.8. с программным обеспечением: Microsoft Office PowerPoint
2003);
 203 ауд. 6 кор.
Программа одобрена на заседании учебно-методического кафедры БС
(протокол № 2 от «29» октября 2010 г.).
Автор
к.г.-м.н, доцент каф. БС Л.Н. Нечаева
Рецензент
д.т.н., зав. каф. БС
В.Д. Евсеев