Помощь студентам дистанционного обучения: тесты, экзамены, сессия
Помощь с обучением
Оставляй заявку - сессия под ключ, тесты, практика, ВКР
Заявка на расчет

Ответы на вопросы по нефтегазовому делу (Вариант 5)

Автор статьи
Валерия
Валерия
Наши авторы
Эксперт по сдаче вступительных испытаний в ВУЗах
Расчет процесса цементирования. Оценка качества цементирования. Способ цементирования зависит от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений, наличия необходимого количества цементировочной техники, технологической оснастки и т.д. Можно выбрать прямой (одноступенчатый, многоступенчатый, с разрывом во времени, без разрыва во времени), обратный, метод встречных заливок и др. Расчет процесса цементирования делится на следующие этапы: •обоснование необходимой плотности тампонажного раствора; •определение вида и потребного количества материалов (цемента, модифицирующих добавок, реагентов, воды для приготовления тампонажных растворов); •обоснование вида и определение объемов продавочной и буферной жидкостей; •расчет необходимого количества цементировочной техники по видам; •обоснование схемы расстановки цементировочной техники; •определение режимов работы цементировочной техники (расчет процесса закачивания и продавливания тампонажного раствора); •определение планируемого времени цементирования, корректировка рецептуры тампонажного раствора. Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы). Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.) Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным раствором. При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более 0,3 г/см3 для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2. Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или AKЦ-2. В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией. Герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки и зацементированного интервала проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление должно быть не менее чем на 10 % выше, чем ожидаемое давление в период опробывания или эксплуатации скважины. 3.17. Способы цементирования, технология проведения работ. Цементирование – процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, непроницаемое тело. Существует несколько способов цементирования: — способы первичного цементирования (одноступенчатое, многоступенчатое, обратное, манжетное); — способы вторичного (ремонтно-исправительного) цементирования; — способы установки разделительных цементных мостов. Одноступенчатое цементирование — тампонажный раствор закачивают в объеме, необходимом для заполнения заданного интервала кольцевого пространства скважины и участка О.К. ниже обратного клапана, а продавочная жидкость – в объеме, необходимом для заполнения внутренней полости колонны выше обратного клапана. Плотность тампонажного раствора должна быть больше плотности промывочной жидкости. Виды первичного цементирования: Обратное, когда в кольцевое пространство сразу закачивается цементный раствор. Прямое, когда цементный раствор закачивается в О.К., а уже потом прдавливается в кольцевое пространство. Оно подразделяется на: А)Одноступенчатое (используется чаще всего). Б)Двухступенчатое (используется на интервалах большой протяжённости или с АНПД). Может быть с разрывом во времени и без разрыва во времени. Ступенчатое цементирование (с разрывом во времени). К нему прибегают в случаях: 1. Если зацементировать данный интервал за один прием невозможно из-за опасности разрыва пород; 2. Если существует опасность ГНВП в период схватывания и твердения тампонажного раствора; 3. Если для цементирования верхнего участка длинного интервала должен использоваться такой тампонажный раствор, который нельзя подвергать воздействию высокой температуры, характерной для нижнего участка. Манжетное цементирование. Применяется, если нижний участок обсадной колонны составлен из труб с заранее профрезерованными отверстиями. В конце промывки в скважину сбрасывают шар. С потоком ПЖ шар опускается вниз и садится на седло нижней втулки цементировочной муфты. Поскольку насос продолжает закачивать ПЖ, то давление в колонне резко возрастает, втулка срезает штифты, удерживающие ее в корпусе муфты, опускается вниз до ограничителя и открывает окна для выхода жидкости в кольцевое пространство. С этого момента процесс идет также как и при двухступенчатом цементировании. 3.18. Классификация процессов коррозии цементного камня. Физическая коррозия. Различают физическую, химическую, электрохимическую и биологическую коррозии. Физическая коррозия. Это выветривание, растворение, разрушение вследствие температурных колебаний характерных для всех видов горных пород. Коррозии растворения носит физико-химический характер. Химическая коррозия. Агрессивными по отношению к цементному камню являются все кислоты и многие соли. Этот вид коррозии имеет место чаще всего, а разрушение происходит наиболее интенсивно. Самым уязвимым веществом в цементном камне является известь. Однако связывание извести (скажем за счет SiO2) еще не исключает коррозии, поскольку она может восстанавливаться за счет отступления от гидратов кальция. Кислоты и некоторые соли вступают в реакцию с Са(ОН)2 и образуют новые соединения, либо легко растворимые в воде, либо непрочные рыхлые, либо кристаллизующиеся со значительным Изменением объема. Иногда это все происходит одновременно. Электрохимическая и электроосмотическая коррозии Источник – блуждающие токи (промышленные сети). Система обсадная колонна, цементный камень – земля являются проводниками. В этой системе всегда возможен перенос ионов, отсюда возможны и электрохимическая и электроосмотическая коррозии. Следует отметить, что цементные камни, бетоны (фундаменты) обладают как правило определенным электрическим потенциалом по отношению к земле. Биологическая коррозия. Этот вид коррозии изучен мало. Однако, видимо сводится в конечном итоге к какому либо химическому виду. Так имеется много бактерий, которые выделяют углекислоту, что повлечет углекислотную коррозию. Некоторые бактерии могут окислять сульфаты сначала до сероводорода, а затем до серной кислоты. Отсюда и характер разрушения камня. 3.19. Сульфатная коррозия. Магнезиальная коррозия. Углекислотная коррозия. Североводородная коррозия. Сульфатная коррозия. Это вид коррозии, который связан с образованием соединений кристаллизующихся с увеличением объема. Примером такой коррозии являются взаимодействие с сульфатами кальция и натрия. Известно, что гидроалюминаты кальция могут присоединять гипс и образовывать гидросульфоалюминат. Последний кристаллизуется с увеличением объема, что вызывает внутренние напряжения и разрушение цементного камня. (3 CaO Ч Al2O3 Ч 12H2O + 3(CaSO4 Ч 2H2O) + 13H2O = 3CaO Ч Al2O3 Ч 3CaSO4 Ч 31H2O Однако не всегда наличие гидросульфоалюмината кальция в цементном камне говорит и сульфатной коррозии. Это вещество имеется в первичной структуре цементного камня. Только увеличение количества гидросульфатоалюмината говорит о происходящей сульфоалюминатной коррозии. Одним из методов борьбы с сульфатной коррозией является понижение содержания трехкальциевого алюмината (не более 5%). При этом содержание плавней компенсируется за счет увеличения содержания окиси железа. Наличие в пластовых водах хлоридов уменьшает отрицательное влияние сульфатов. Магнезиальная коррозия. Если в окружающей цементный камень среде содержатся вещества, образующие с Са(ОН)2 малорастворимые соединения, то концентрация извести в ней будет поддерживаться на очень низком уровне. Например, если в пластовых водах есть MgSO4, то он вступая во взаимодействие с Са(ОН)2 по реакции: Са(ОН)2 + MgSO4 + 2Н2О = Mg(ОН)2 + Са SO4 Ч 2Н2О Mg(ОН)2 и гипс имеют очень низкую растворимость в воде. Mg(ОН)2 сам по себе представляет рыхлое аморфное вещество. Если подобный процесс будет продолжаться – цементный камень разрушится. Это магнезиальная коррозия. Подобное действие но более слабое, оказывает и хлористый магний. Однако, чаще всего процесс затухает по мере накопления Mg(ОН)2 и Са SO4 Ч 2Н2О в порах цементного камня кольматаций. Причем накопление этих веществ происходит тем быстрее, а уплотнение пор выше, чем выше основность цемента. Кольматация пор приводит к замедлению проникновения агрессивноного MgSO4. Следовательно, стойкость вяжущего к этому виду коррозии понижается при введении активных минеральных добавок. Углекислотная коррозия. В пластовых водах как правило присутствует то или иное количество углекислого газа. Он действует разрушающе, поскольку понижает содержание Са(ОН)2 окисляя ее сначала до СаСО3, которая мало растворима, что будет вызывать понижение основности гидратов цемента. При поступлении новых порций СО2, СаСО3 окисляется до бикарбоната [ Са (НСО3)2], который хорошо растворим. При незначительной концентрации Са2 в водах процесс может затухнуть. Однако если кислота содержится в пластовом газе, то вследствие большой проницающей способности, диффузии и осмоса возможно быстрое разрушение камня. Если процесс ограничивается до СаСО3, то низкоосновные, если до Са (НСО3)2 – т о высокоосновные. Сероводородная коррозия. Это один из распространенных на нефтяных и газовых месторождениях видов коррозии. При сероводородной коррозии наблюдается образование малорастворимых сульфидов кальция, алюминия и железа. Это приводит к понижению равновесной концентрации Са(ОН)2, Al(OH)3, Fe(OH)3, что в свою очередь вызывает разрушение гидратов кальция. Наиболее энергично образуется сульфид железа, поэтому для повышения стойкости против сероводородной коррозии следует ограничивать в цементах содержание окислов железа, марганца и других тяжелых металлов. По отношению к цементному камню безвредны силикаты, карбонаты, щелочи и их соли. Однако сильные щелочи действуют на аллюминаты. Нефть и нефтепродукты не опасны, но если в них есть нафтеновые кислоты и сульфаты, то они также разрушают цементный камень. 3.20. Тампонажные материалы для ремонтно-изоляционных работ. Требования к ним Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат — повышение проникающей способности тампонажного материала и обеспечение изоляции водопритоков с повышенной приемистостью. Тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий нижний осевший слой, отделенный после расслоения фенолоформальдегидной смолы, и отвердитель, содержит дополнительно верхний слой, отделенный после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы. Задача решается тем, что тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине включает нижний осевший слой, отделенный после расслоения фенолоформальдегидной смолы, и отвердитель. Согласно изобретению тампонажный материал содержит дополнительно верхний слой, отделенный после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Кроме того: тампонажный материал дополнительно содержит загуститель; тампонажный материал дополнительно содержит наполнитель. 1. Тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий нижний осевший слой, отделенный после расслоения фенолоформальдегидной смолы, и отвердитель, отличающийся тем, что он содержит дополнительно верхний слой, отделенный после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. 2. Тампонажный материал по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит загуститель. 3. Тампонажный материал по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит наполнитель. Модуль 4. «Буровые технолгические жидкости» и «Геолого-технологические исследования нефтяных и газовых скважин». 4.1. Функции буровых промывочных жидкостей и требования к ним. При бурении промывочная жидкость должна: 1) обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбуренных частиц и вынос их на дневную поверхность; 2) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки; 3) способствовать повышению устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины; 4) создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и поглощения промывочной жидкости; 5) хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота; 6) обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов; 8) обладать закупоривающими свойствами, т. е. создавать в порах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, мало-проницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными породами и препятствующую проникновению в них не только самой промывочной жидкости, но и ее фильтрата; 9) иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных скважин и низкую температуру замерзания, а также небольшую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах; 10) быть достаточно инертной к воздействию обломков выбуренных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств; 11)облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом; 12)не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать сильное абразивное воздействие на оборудование; 13)защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии; 14)достаточно легко перекачиваться буровыми насосами; 15)состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов. Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных па поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот. 4.2. Основные понятия физико-химии дисперсных систем. Классификация дисперсных систем. Для описания многих явлений в нефтяной дисперсной системе предложена модель сложных структурных единиц (ССЕ). Дисперсионная среда состоит из смеси полярных и неполярных соединений и взаимодействует с надмолекулярными структурами, в результате этого вокруг надмолекулярной структуры (ассоциата или комплекса) формируются сольватные оболочки. Такая дисперсная частица сложного строения (надмолекулярная структура + сольватный слой) способна к самостоятельному существованию и получила название сложной структурной единицы (ССЕ). ССЕ представляется как ядро, окруженное сольватной оболочкой. ССЕ может перемещаться в дисперсионной среде, т.к., благодаря сольватным оболочкам, частицы асфальтенов или высокомолекулярных парафинов (ВМП), образующие ядро ассоциата, не слипаются между собой. Ядро ССЕ – это более упорядоченная внутренняя область, образована макромолекулами ВМП или асфальтенов или других компонентов нефти. Сольватная оболочка образована за счет адсорбции менее склонных к ММВ соединений на частицах, образовавших ядро. Например, для асфальтенового ассоциата это будут смолы и ароматические углеводороды. В промежуточном слое будут находиться алканы и циклоалканы. ССЕ могут образовывать свободнодисперсные системы (золи) и связаннодисперсные системы (гели). В свободнодисперсной системе частицы дисперсной фазы не связаны друг с другом и могут перемещаться под действием внешних сил (силы тяжести или броуновского движения). Дисперсная фаза связаннодисперсных систем образует сплошной каркас (пространственную структуру), внутри которой содержится дисперсионная среда. Нефтяные дисперсные системы (свободно- и связаннодисперсные) характеризуются структурно-механической прочностью. Под структурно-механической прочностью НДС понимается ее способность сопротивляться действию внешних сил. Чем больше силы взаимодействия макромолекул ВМС в ассоциате и между ассоциатами в системе, тем выше структурно-механическая прочность НДС. Структурно-механическая прочность нефтяных дисперсных систем определяется главным образом толщиной сольватной оболочки вокруг надмолекулярной структуры. Такие оболочки имеют определенную упругость и вызывают расклинивающее давление, которое так действует на частицы НДС, что стремится их раздвинуть, оттолкнуть друг от друга. Чем меньше толщина сольватной оболочки, тем выше структурно-механическая прочность НДС. Температура влияет на структурно-механическую прочность (СМП) системы. При повышении температуры СМП снижается и исчезает, когда система переходит в состояние молекулярного раствора. Температура влияет и на устойчивость дисперсной системы против расслоения. Под кинетической устойчивостью НДС понимается способность дисперсной фазы сохранять в течение определенного времени равномерное распределение ССЕ в дисперсионной среде. Неустойчивость проявляется укрупнением частиц дисперсной фазы за счет их слипания (т.е. коагуляции) под влиянием межмолекулярного взаимодействия друг с другом. При этом теряется кинетическая устойчивость и происходит разделение фаз. Поверхность раздела фаз при этом уменьшается. Этот процесс состоит из 2-х стадий: 1) Скрытая. На первой стадии до начала расслоения ассоциаты укрупняются; 2) Явная. На второй стадии укрупненные частицы выпадают в осадок. Многочисленные дисперсные системы можно классифицировать по различным признакам. Существуют общие признаки, которые характерны для всех дисперсных систем, и частные, распространяющиеся лишь на отдельные виды этих систем. Классифицировать дисперсные системы можно на основе следующих общих признаков: агрегатное состояние дисперсной фазы и дисперсионной среды; размер и распределение частиц дисперсной фазы по размерам; вид дисперсной фазы. 4.3. Классификация буровых промывочных жидкостей. Приготовление и очистка буровых промывочных жидкостей. Классификации облегчают выбор промывочной жидкости при бурении. При этом определяющим моментом должны служить характерные признаки раствора и условия его применения. Единственной приемлемой во всех отношениях классификации промывоч¬ных жидкостей нет. Сложность заключается в том, что некото¬рые промывочные жидкости представляют собой дисперсные системы уже в исходном виде, другие можно относить к дис¬персным системам лишь после циркуляции в скважине. Дис¬персная фаза таких жидкостей представлена частицами разбу-риваемых горных пород. Причем в ряде случаев стремятся уве¬личить содержание этой твердой фазы и ее дисперсность для получения промывочной жидкости с другими свойствами. В промывочных жидкостях, которые уже в исходном виде представляют собой дисперсные системы, в процессе бурения изменяется состав дисперсной фазы. Нередко это изменение про-исходит не столько за счет увеличения количества компонентов, сколько вследствие активного физико-химического воздействия поступающих в жидкость частиц с дисперсионной средой. Для поддержания качества промывочной жидкости в нее добавляют так называемые химические реагенты, в дисперсной системе по¬являются новые компоненты. В практике разведочного бурения в качестве исходных про¬мывочных жидкостей используются: 1)вода; 2)водные растворы; 3) водные дисперсные системы на основе: добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропеле¬вые, комбинированные растворы); жидкой дисперсной фазы (эмульсии); конденсированной твердой фазы; выбуренных горных пород (естественные промывочные жид¬кости) ; 4дисперсные системы на углеводородной основе; 5)сжатый воздух. В исключительных условиях для промывки скважин исполь¬зуются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть). Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с ма¬лым (до 7%), нормальным (до 20—22%) и повышенным содер¬жанием (более 20—22%) твердой фазы. Промывочные жидкости в определенных условиях искусст¬венно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрирован¬ных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидко¬сти называют пенами. Промывочные жидкости с водной средой делятся по степени и составу минерализации. По степени минерализации промывоч¬ные жидкости могут быть: 1) слабоминерализованными (менее 3%), 2) среднеминерализованными (3—10%), 3) высокомине¬рализованными (более 10% ). По составу минерализации они клас¬сифицируются в соответствии с названием соли, содержание ко¬торой является наибольшим — хлорнатриевая, ‘хлоркальциевая, силикатная и т. д. Промывочные жидкости могут быть устойчи¬выми к действию солей и неустойчивыми. В первом случае их называют солеустойчивыми. По особенностям поведения в условиях повышенных забой¬ных температур промывочные жидкости делятся на термоустой¬чивые и термонеустойчивые. Они могут быть термосолеустой-чивыми. Все промывочные жидкости делятся на обработанные хими¬ческими реагентами и необработанные. 4.4. Фильтрация бурового раствора (показатель, его значение, способы регулирования, методика определения). Что такое диспергирование глин, и каким образом диспергирующая способность бурового раствора влияет на процесс бурения скважин. Фильтрация бурового раствора в пласт способствует образованию на стенках скважины глинистой корки, препятствующей фильтрационным течениям в системе скважина — пласт. Фильтрация бурового раствора характеризует способность жидкой фазы бурового раствора ( фильтрата) проникать в поры пласта-коллектора, в микротрещины горных пород, слагающих стенки скважины. Повышение фильтрации способствует кавернообразованию, осыпям и обвалам стенок скважины, повышению вязкости раствора, ухудшению кол-лекторских свойств продуктивных пластов. Показатель фильтрации буровых растворов определяют объемом жидкости ( дисперсионной среды), собранной в виде фильтрата при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр определенной площади под определенным давлением за определенное время. В стандартных условиях раствор фильтруют при комнатной температуре в течение 30 минут ( или в течение 7 5 минут с пересчетом объема фильтрата на 30-минутное фильтрование) при перепаде давлений на фильтре 0 1 МПа. Кроме того, в ряде случаев показатель фильтрации определяют при перепаде давлений на фильтре 0 7 МПа и выше при комнатной и повышенных температурах. Показатель фильтрации буровых растворов характеризует их способность отдавать дисперсионную составляющую в пористую проницаемую среду. Увеличение фильтрации буровых растворов способствует росту механической скорости проходки ( см. рис. 5.10, кривая 4) за счет улучшения выравнивания давления флюидов в призабойной зоне и соответствующего снижения отрицательного проявления угнетающего давления. Диспергированные глины обычно распределены по всему порово-му пространству, либо притягиваясь, либо образуя покрытие на зернах песчаника, прилегающих к перовому пространству. Способность бурового раствора удерживать во взвешенном состоянии буровой шлам в статических условиях также имеет большое значение. Тиксотропные свойства буровых растворов приобретают еще большее значение при бурении наклонно направленных скважин, так как конфигурация ствола способствует осаждению частиц бурового шлама на нижней стенке скважины в том случае, если удерживающая способность бурового раствора не обеспечивает немедленного суспендирования частиц шлама. Осаждение шлама является признаком некачественной очистки ствола. 4.5. Коагуляция и стабилизация в дисперсных системах. Поверхностно-активные вещества, образование эмульсий. Коагуляцией называется процесс слипания частиц с образованием крупных агрегатов. В результате коагуляции система теряет свою седиментационную устойчивость, так как частицы становятся слишком крупными и не могут участвовать в броуновском движении. Коагуляция является самопроизвольным процессом, так как она приводит к уменьшению межфазной поверхности и, следовательно, к уменьшению свободной поверхностной энергии. Различают две стадии коагуляции. 1 стадия — скрытая коагуляция. На этой стадии частицы укрупняются, но еще не теряют своей седиментационной устойчивости. 2 стадия — явная коагуляция. На этой стадии частицы теряют свою седиментационную устойчивость. Если плотность частиц больше плотности дисперсионной среды, образуется осадок. Причины коагуляции многообразны. Едва ли существует какое либо внешнее воздействие, которое при достаточной интенсивности не вызывало бы коагуляцию. Правила коагуляции: 1. Все сильные электролиты, добавленные к золю в достаточном количестве, вызывают его коагуляцию. Минимальная концентрация электролита, при которой начинается коагуляция, называется порогом коагуляции Ck. Иногда вместо порога коагуляции используют величину VK, называемую коагулирующей способностью. Это объем золя, который коагулирует под действием 1 моля электролита: т.е. чем меньше порог коагуляции, тем больше коагулирующая способность электролита. 2. Коагулирующим действием обладает не весь электролит, а только тот ион, заряд которого совпадает по знаку с зарядом противоиона мицеллы лиофобного золя. Этот ион называют ионом-коагулянтом. 3. Коагулирующая способность иона-коагулянта тем больше, чем больше заряд иона. Количественно эта закономерность описывается эмпирическим правилом Щульце — Гарди: или . где — постоянная для данной системы величина; Z — заряд иона — коагулянта; — порог коагуляции однозарядного, двухзарядного, трехзарядного иона-коагулянта. Правило устанавливает, что коагулирующие силы иона тем больше, чем больше его валентность. Экспериментально установлено, что ионы с высшей валентностью имеют значение порога коагуляции ниже, чем ионы с низшей. Следовательно, для коагуляции лучше брать ионы с высшей степенью окисления. Если валентность ионов одинакова, то коагулирующая способность зависит от размеров и степени гидратации ионов. Чем больше радиус иона, тем больше его коагулирующая способность. По этому правилу составлены лиотропные ряды. Органические ионы-коагулянты, как правило, лучше коагулируют гидрозоли, чем неорганические, т.к. они легко поляризуются и адсорбируются. С точки зрения двойного электрического слоя (ДЭС) считается, что коагуляция идет в том случае, когда -потенциал > 30 мВ. Коагулирующая способность иона при одинаковом заряде тем больше, чем больше его кристаллический радиус. Причина с одной стороны, в большой поляризуемости ионов наибольшего радиуса, следовательно, в их способности притягиваться поверхностью, состоящей из ионов и полярных молекул. С другой стороны, чем больше радиус иона, тем меньше, при одной и той же величине заряда, гидратация иона. Гидратная же оболочка уменьшает электрическое взаимодействие. Коагулирующая способность органических ионов больше по сравнению с неорганическими ионами. Поверхностно-активные вещества способствуют образованию эмульсий и поэтому называются эмульгаторами. Присутствие в нефти поверхностно-активных веществ облегчает образование эмульсий и повышает их устойчивость (свойство сохранять эмульсию в течение длите.тьного времени). В нефти содержатся также низкомолекулярные компоненты, которыми особо богата легкая нефть. Эти компоненты могут находиться как в жидкой, так и в газовой фазах. 4.6. Буровые растворы на нефтяной основе. К этому типу растворов относятся трехфазные системы, дис¬персионной средой которых являются нефтепродукты (сырая нефть, дизельное топливо), а дисперсной фазой — битумы, органофиль-ные глины, наполнители (утяжелитель, мел, асбест, твердые дис¬персные материалы и др.), а также эмульгированная вода различ¬ной минерализации. К растворам на нефтяной основе относятся как нефтяные растворы, содержащие воду до 5… 10 %, так и эмуль¬сии, концентрация воды в которых может доходить до 95 %. Растворы на нефтяной основе не снижают продуктивность пла¬стов, обеспечивают возможность бурения в неустойчивых, набу¬хающих или расширяющихся в водной среде породах, предотвра-щают сальникообразование и прихваты инструмента, обладают сма¬зочными свойствами, что облегчает спускоподъемные операции снижает возможность аварий. Эти системы не обладают элек¬тропроводимостью, предохраняют инструмент от эррозии. К не¬достаткам РНО относятся: невозможность проведения стандартного электрокаротажа; трудность регулирования структурно-реологических свойств; существенная зависимость вязкостных и тиксотропных свойств от температуры и давления, что затрудняет поддержание необхо¬димого уровня структурообразования в забойных условиях; трудность в поддержании свойств при попадании воды и других загрязняющих добавок; отрицательное влияние на резиновые детали, контактирующие с раствором; сложность приготовления. Эмульсионные растворы.Эмульсия — это двухфазная система, состоящая из мельчайших капелек «масла», расположенных в воде, или мельчайших капелек воды, распределенных в «масле». Под «маслом» подразумевается любое органическое вещество, в част¬ности нефть и ее продукты. Если смешиваются только вода и «масло», то образующиеся при перемешивании капельки будут сливаться (коалесцировать) после прекращения размешивания и образовывать отдельные слои. Этого не произойдет, если к смеси «масла» и воды добавить в небольшом количестве третье вещество, называемое эмульгато¬ром,которое распределяется на поверхности капель, уменьшая поверхностное натяжение и вызывая отталкивание их друг от дру¬га. От обычных глинистых растворов эмульсионные глинистые ра¬створы отличаются присутствием в системе дополнительного ком¬понента в виде мельчайших капелек нефти или некоторых продук¬тов ее переработки. Эмульсионные глинистые растворы можно приготовлять из са¬мых различных исходных глинистых растворов. В качестве эмульга¬торов используют крахмал, натриевую карбоксиметилцеллюлозу, бентонит, лигниты, натриевые, калиевые и алюминиевые соли высших жирных кислот и другие вещества. У большинства глинис¬тых растворов эмульгатором является само глинистое вещество, поэтому эмульсия может образоваться и без добавления специаль¬ного эмульгатора. Однако в этих случаях периодическое добавле¬ние эмульгаторов необходимо для получения более устойчивой эмульсии. Нефть и эмульгатор предпочтительно вводятся в глинистый ра¬створ по специальной линии, подводящей «масло» к приему буро¬вого насоса. При такой подаче обеспечивается лучшее перемеши¬вание и, следовательно, эмульгирование раствора. Нефть и эмуль¬гатор в раствор следует добавлять после спуска нового долота на забой и немедленно после наращивания буровой колонны, чтобы Избежать перерыва в процессе эмульгирования. Химическая обработка эмульсионного раствора во время его приготовления в про¬цессе бурения производится обычным способом. В зависимости от заданных параметров (плотности, водоотдачи, структурно-меха¬нических свойств) количество нефтяного компонента в эмульси¬онном растворе может колебаться в пределах от 8 до 50 %. Для интенсивного эмульгирования вводимых в глинистый ра¬створ нефтяных компонентов применяются диспергаторы различ¬ных конструкций. 4.7. Буровые растворы без твердой фазы. Буровые растворы на основе биополимеров. Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является получение экологически малоопасного малокомпонентного морозоустойчивого бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью. Буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, в качестве ксантанового биополимера он содержит Kem X — природный высокомолекулярный полисахарид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,8-1,2, хлористый натрий 5,0-25,0, указанный Kem X 0,3-0,4, вода 73,4-93,9. Изобретение относятся к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Известен буровой раствор без твердой фазы, представляющий собой водный раствор электролита — хлористого натрия (NaCl). Недостатком известного бурового раствора является его высокая фильтрация и низкая вязкость. Использовать такой буровой раствор можно только при вскрытии отложений каменной соли при отсутствии пропластков терригенных пород. Известен также буровой раствор без твердой фазы, включающий, мас.%: воду или рассол, содержащий 10 хлористый натрий, 60-90 гетерополисахарида картофельного крахмала, 1-20 ксантанового биополимера, 1-20 карбоксиметилцеллюлозы. Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола. Техническим результатом является снижение количества компонентов биополимерных растворов, повышение их термостойкости, упрощение способа приготовления, химической дообработки, снижение стоимости системы в целом без ухудшения реологических и фильтрационных показателей. Биополимерный буровой раствор на основе воды и ксантанового биополимера, содержащий гуматный реагент, отличается тем, что он содержит в качестве ксантанового биополимера Flo-Vis, в качестве гуматного реагента — порошкообразный углещелочной реагент ПУЩР при следующем соотношении компонентов, мас.%: Flo-Vis 0,3–0,5, ПУЩР 10,5–15,0, вода остальное. 1 табл. Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно направленным или горизонтальным участком ствола. 4.8. Триботехнические свойства буровыхрастворов. Реагенты для их регулирования. Показатели, описывающие триботехнические свойства, и методы их определения. Триботехнические свойства – это характеристика снижения силы трения меж контактирующими в буровом растворе поверхностями. При бурении, контактирующими поверхностями в буровом растворе являются: – стенка скважины с наружной поверхностью труб и соединений; – забой скважины с вооружением породоразрушающего инструмента; – керн с внутренней поверхностью керноприемной трубы; – цилиндр бурового насоса с поршнем или плунжером. Уменьнение силы трения меж этими поверхностями позволяет: – понизить крутящий момент на вращении колонны бурильных труб; – понизить сопротивления, при продольном перемещении колонны бурильных труб в скважине; – понизить вероятность дифференциальных прихватов; – повысить ресурс бурильных труб, ПРИ, забойных двигателей; – повысить ресурс гидравлических элементов в буровых насосах; – повысить выход керна, в свзи с предупреждением самоподклинок. Основным средством регулирования свойств буровых растворов (T500 — вязкость бурового раствора, Ф30 — величина фильтрации, ρб.р — плотность бурового раствора, СНС — статическое напряжение сдвига и др) является химическая обработка их с помощью различных реагентов. Кроме того, в процессе бурения появляется необходнмость придать растворам смазочную и эмульгирующую способность, уменьшить коррозионное и пенообразующее действие и т.д. Выбранные буровые растворы должны обрабатываться по-возможности доступными и дешевыми реагентами. Ниже приводятся сведения о назначении и оптимальных добавках основных химических реагентов, используемых для обработки буровых растворов. Способ определения триботехнических характеристик кинематических пар, заключающийся в том, что электрически изолированную пару помещают в силовой контур, производят ступенчатое нагружение пары, после чего измеряют электрические характеристики фрикционного контакта, по которим судят о триботехнических характеристиках кинематической пары, о тл и ч а ю шийся тем, что, с, целью повышения достоверности выбора оптимальных смазочных и конструкционных материалов пары, в качестве электрических характеристик фрикционного контакта используют времена релаксаций трибо-ЭДС и электросопротивления контакта, причем каждое последующее измерение из числа указанных величин производят после затухания измерительного сигнала предыдущей вели чины. 4.9. Реологические свойства промывочных жидкостей (реологические модели, показатели). Реологические свойства промывочной жидкости должны обеспечивать вынос шлама при скоростях в кольцевом пространстве 0 3 — 0 5 м / с, для чего она должна иметь структурный режим движения в кольцевом пространстве. Для этого нужно соответствующим образом регулировать величину ее вязкости и динамического напряжения сдвига. Реологические свойства промывочных жидкостей ( глинистые или другие буровые растворы) и цементных растворов регулируются исходя из условий режима их движения в процессе цементирования обсадных колонн. Если плотности и реологические свойства промывочной жидкости и тампонажного раствора одинаковы и при контакте их не образуется смесь с существенно иными свойствами, то к тому времени, когда граница их раздела в широком зазоре подойдет к заданной точке заколонного пространства, в узком она будет находиться еще далеко от этой точки. Значит, часть промывочной жидкости из узкого зазора не будет вытеснена. Чтобы средние скорости течения были близки друг к другу в разных участках поперечного сечения заколонпого пространства, требуется тщательно центрировать обсадную колонну. Чтобы сформулировать требования к реологическим свойствам промывочных жидкостей при прохождении поглощающих пластов, рассмотрим кривые ( рис. 30), отражающие зависимость напряжения сдвига т и скорость деформации de / dt для некоторых моделей неньютоновской жидкости. Во втором варианте определяют расход и реологические свойства промывочной жидкости при наибольшем эксцентриситете, обеспечивающие структурный режим течения в самой широкой части кольцевого пространства, осуществляется вынос выбуренной породы из возможно большего сектора затрубного пространства, а также целостность пластов от гидравлического разрыва. Показателями (параметрами), определяющими реологические свойства промывочных жидкостей, являются: эффективная и структурная ( пластическая) вязкости, предельные динамические и статические напряжения сдвига. Отсутствие в работе Говарда и Кларка указаний на реологические свойства промывочной жидкости не позволяет определить значения обобщенных параметров Рейнольдса. В связи с этим воспользуемся данными других исследователей о свойствах глинистых растворов, что позволит, хотя и приблизительно, решить поставленную задачу. Такие сведения содержатся, например, в работе Б.С. Филатова, в которой обобщены материалы отечественных и американских исследований, а также приведены формулы, составленные по усредненным значениям параметров жидкостей. 4.10. Определение статистического напряжения сдвига. Тиксотропия. Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на дневную поверхность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига τ0=1,5÷2,0 Па. Статическое напряжение сдвига (СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента. Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости достигается при СНС1≥1,25 Па и СНС10≤60 Па при коэффициенте тиксотропности Кτ=θ10/θ1≤3. Минимально допустимое значение СНС (в Па) можно вычислить из выражени где dч — диаметр частиц, м; γп и γб.р — удельный вес соответственно породы и бурового раствора, Н/м3. Обычно достаточно, чтобы θ10≤5Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать буровой раствор с высоким СНС. Тиксотропия может проявляться и в обратном, также связанном со временем эффекте разрушения жесткой структуры под действием сдвигового деформационного движения, как это имеет место, например, в жидкостях типа кефира. Под влиянием встряхивания кефир, представляющий почти жесткое желеобразное тело, свободно выливается из бутылки, а после некоторого времени покоя вновь восстанавливает свою структуру. 4.11. Влияние буровых промывочных жидкостей на качество вскрытия продуктивных пластов. Качество вскрытия продуктивного пласта оценивается по нескольким показателям. Качество вскрытия продуктивных пластов и электрометрических работ во многом зависит от параметров промывочной жидкости. Очевидно, что наилучший метод борьбы с осолонением промывочной жидкости — это ликвидация причин, способствующих его возникновению. Он отражает качество вскрытия продуктивного пласта, зависящего от: степени загрязнения пласта буровыми и промывочными растворами; характера и качества сообщения пласта со стволом скважины ( тип и параметры перфорации); типа и эффективности методов интенсификации притока флюида к скважине и пр. Технология и качество вскрытия продуктивных пластов правде всего применяемые при этом буровые растворы, оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели, геолого-гео-физическуп информативность результатов исследования разреза, качество строительства и эффективность эксплуатации скважин а в конечном счете — на достоверность оценки запасов и эффективность разработки месторождения. Существенного повышения качества вскрытия продуктивного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт ( технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при бурении депрессия достигала 3 5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Контроль за качеством вскрытия продуктивного пласта осуществляется технологическими и геологическими службами буровых и нефтегазодобывающих предприятий. Какое значение имеет качество вскрытия продуктивного пласта дл: т пеф-тегазоотдачи. Поэтому проблемы повышения качества вскрытия продуктивных пластов, разработки и совершенствования безглинистых буровых растворов является важными и актуальными для нефтяной отрасли и геологоразведочного производства. Влияние режимов СПО на качество вскрытия продуктивного пласта связано со следующими обстоятельствами. Превышение давления в скважине над пластовым давлением вызывает проникновение в пласт значительного количества фильтрата, в особенности при продолжительном сроке вскрытия и применения недостаточно качественных глинистых растворов с повышенной водоотдачей. Все это приводит к загрязнению призабойной зоны и ре о кому снижению производительности скважины. Указанное положг-ние усугубляется тем, что в процессе СПО в скважине возникаю: значительные колебания гидродинамического давления. Интенсивность этих колебаний возрастает с увеличением глубины скважин: и скорости инструмента. Следует иметь в виду, что даже при спуске первых свечей возникающие при этом гидродинамические импульсы достигают призабойной зоны. Следовательно, в период вскрытия продуктивного пласта должны ограничиваться скорости спуска всех свечей от первой до последней. При этом не следует забывать, что двукратное снижение максимальной скорости спуска не приводит к существенному росту затрат времени на СПО и позволяет в четыре раза снизить величину гидродинамических импульсов. 4.12. Классификация реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей. Принципы создания рецептур буровых промывочных жидкостей. Примеры рецептур для различных условий бурения. Химическая обработка БПЖ имеет важнейшее значение в технологии их приготовления и применения. От правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин. В настоящее время для обработки БПЖ применяют более 1000 химических реагентов (характеристики некоторых из них представлены в разделе 7). Поэтому возникает необходимость в классификации химических реагентов. Их классифицируют по: составу, химической природе, назначению, солестойкости, термостойкости. Характер действия реагента зависит от вида твердой фазы, от характера дисперсионной среды, от условий минерализации, температуры и давления. Наиболее целесообразно классифицировать реагенты по составу и назначению (по Ивачеву): — неорганические (электролиты), — органические (стабилизаторы и защитные коллоиды). Некоторые ученые объединяют все химические реагенты в восемь групп: 1. Полисахариды – естественные (природные) полимеры, имеющие общую химическую формулу – (C6H10O5)n. Важнейшими полисахаридами являются крахмал и целлюлоза. Сырьем для производства крахмала служат картофель, кукуруза, рис, пшеница, а целлюлозы (Ц) – древесина (40 — 55 % Ц) и волокна хлопковых семян (95 — 98 % Ц). Основные реагенты этой группы: крахмал; модифицированный крахмал (МК); карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ — 500, 600, 700) и ее зарубежные аналоги FINOGELL, FIN-FIX и др.; КМЦ марки «Торос-2» — буровая. 2. Акриловые полимеры – синтетические полимеры, являющиеся продуктами нефтехимии. Основные реагенты этой группы: гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), а также его аналоги: отечественные (гивпан-Н, порошкообразный акриловый полимер – ПАП, полимер «Унифлок») и зарубежные (CYPAN); НР-5 (нитронный реагент); полиакриламид (ПАА) и его зарубежные аналоги: DK-DRIL, Cydril – 5110, 400, 5300; метас, метасол; сополимер М-14ВВ; лакрис 20. 3. Гуматные реагенты – натриевые или калиевые соли гуминовых кислот, получаемые экстракцией из бурого угля или торфа в присутствии щелочи (NaOH, KOH): углещелочной реагент (УЩР); торфощелочной реагент (ТЩР); гуматнокалиевый реагент (ГКР). 4. Лигносульфонаты (сырьем для их получения служат многотоннажные отходы производства целлюлозы сульфитной варкой древесины): сульфитно-спиртовая барда (ССБ); конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ); феррохромлигносульфонат (ФХЛС); хромлигносульфонат (окзил). 5. Реагенты на основе гидролизного лигнина (сырьем для их получения служит гидролизный лигнин, который является отходом при производстве спирта из древесины, подсолнечной лузги, кукурузных кочерыжек, хлопковой шелухи и др.): нитролигнин (НЛГ); игетан. 6. Электролиты — кислоты, соли и основания (щелочи): NaOH – гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода); Na2CO3 – карбонат натрия (кальцинированная сода); КОН – гидроокись калия (едкий калий); Ca(OH)2 – гидроксид кальция (гашеная известь); CaCl2 – хлористый кальций; KCl – хлористый калий; жидкое стекло натриевое Na2O·nSiO2 и калиевое К2O·nSiO2; KАl(SO4)2 – алюмокалиевые квасцы; нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) и др. 7. Кремнийорганические жидкости – синтетические полимеры, содержащие в макромолекуле атомы кремния и углерода: ГКЖ-10 (11); Петросил – 2М. 8. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) — способны адсорбироваться на поверхности раздела фаз (воздух – жидкость, жидкость – жидкость, жидкость — твердое тело) и снижать вследствие этого межфазное поверхностное натяжение: сульфонат; сульфонол; азолят А; ДС-РАС; ОП-7, ОП-10; превоцел. 4.13. Ингибирующая способность промывочных жидкостей. Показатели, характеризующие ингибирующую способность. Ингибирующая способность – способность бурраствора к предупреждению или замедлению деформационных процессов (сужение ствола, кавернообразование и др.) в околоствольном пространстве скважины, когда разрез представлен гидратирующимися, размокающими и набухающими породами глинистого комплекса. Под породами глинистого комплекса следует понимать не только глину, но и аргиллит, алевролит, мергель, глинистый сланец, глинистый песчаники др. Считается, что основная причина потери устойчивости пород глинистого комплекса – это нарушением естественного влажностного равновесия, которое происходит в случае взаимодействии с дисперсионной средой буррастворов. При этом происходит возрастание внутренних напряжений в поровом пространстве этих пород. Явление проникновения дисперсионной среды бурраствора в породы глинистого комплекса – это влагоперенос. Главным образом, он происходит ввиду адсорбционно-осмотических процессов. В результате этого, вокруг структурных элементов пород глинистого комплекса, образуются гидратные оболочки, а значит происходит их увлажнение. В случае достижении критической влажности, т.е. когда гидратные оболочки, обладающие большой упругостью и прочностью на сдвиг максимально перекрыты, в породах глинистого комплекса возникают гидратационные напряжения. В околоствольной зоне, их величина иногда достигает 40-1000 МПа, в связи с чем, породы “переживают” огромное количество деформаций (начиная с вязкопластичного течения, заканчивая хрупким разрушением). Для всех пород глинистого комплекса характерны пластические деформации, в следствие которых происходит сужение ствола скважины. В глинистых сланцах и аргиллитах, деформационные процессы заканчиваются хрупким разрушением – что приводит к кавернообразованию. Набухание и диспергация глинистых пород, а также попадание диспергированных глинистых частиц в поры, приводят к уменьшению естественной проницаемости продуктивных горизонтов. Диспергация выбуренных частиц глинистых пород приводит к их аккумуляции в буровом растворе. При этом происходят значительные изменения функциональных свойств раствора, для восстановления которых требуется его разбавление чистой водой, с последующей обработкой химическими реагентами. Учитывая все сложности в процессах влагопереноса, до сих пор отсутствует единый показатель для оценки ингибирующей способности буррастворов. Имеющиеся показатели оценки ингибирующих способностей, условно можно разделить на следующие группы: – показатели набухания; – показатели влажности; – показатели деформации образцов глинистых пород, которые контактируют с исследуемой средой. Показатель ингибирующей способности (Ic) бурраствора: Ic = Gf / Gv, где: Gf, Gv – время воздействия на модельные образцы глинистых пород до их разрушения соответственно фильтрата испытуемого бурового раствора и дистиллированной воды, сек. Основные отличия методик по оценке ингибирующих и консолидирующих способностей буррастворов: – при оценивании ингибирующей способности испытываются модельные образцы пород глинистого комплекса. При этом их влажность, должна быть близка к естественной. Они помещаются в фильтрат бурового раствора, а в случае сравнительных испытаний – в дистиллированную воду; – при оценивании консолидирующей способности испытываются модельные образцы, взятые из потенциально неустойчивых пород. Эти образцы сконсолидированны бурраствором, и на весь период испытаний погружаются в него же. 4.14. Утяжеленные буровые растворы (область применения, утяжеляющие добавки). К утяжеленным буровым растворам относят глинистые суспензии, содержащие кроме глины, воды и химических реагентов и утяжеляющие компоненты: барит, гематит, магнетит и др. Необходимость утяжеления глинистых суспензий была вызвана тем, что при бурении глубоких скважин наблюдаются водо-, газо-и нефтепроявлення, выбросы, обвалы и осыпи, сужения ствола скважины и т. д. Эти осложнения в значительной мере связаны с низким гидростатическим противодавлением бурового раствора на стенки скважины. В настоящее время в нашей стране и за рубежом для утяжеления буровых растворов применяют барит и гематит. Однако гематит высокоабразивен и способен намагничиваться с образованием на бурильной колонне наростов, сужающих затрубное пространство в скважине, вследствие чего его заменяют баритом. Критерием утяжеляющей способности барита является его расход на 1 м3 бурового раствора, который обеспечивает максимальную плотность утяжеленной глинистой суспензии. Е. Д. Щеткина показала, что гидрофильные и адсорбционные свойства баритовых утяжелителей определяются не столько его природой, сколько содержанием в барите примесей минералов гор-ных пород, водорастворимых солей и других включений. Так, наличие в барите 0,003—0,005% солей двух- и трехвалентного железа резко повышает загустевание утяжеляемых буровых рас-творов, вызывая коагуляционное структурообразование, повыше¬ние вязкости и статического напряжения сдвига утяжеленных гли¬нистых суспензий. Примерно такой же эффект дают примеси пи¬рита, окислов железа, карбонатов, глины и т. д. Наличие в исход¬ном барите глинистых компонентов вызывает резкое загустевание утяжеленных буровых растворов и снижение утяжеляющей спо¬собности барита. Поэтому содержание глинистых компонентов в барите не должно превышать 1 % . Флотационный барит почти всегда содержит небольшое коли¬чество флотационных реагентов, чаще всего олеиновой кислоты, вызывающей гидрофобизацию частиц барита и вспенивание буро¬вых растворов. Для удаления из барита флотационных реагентов необходимо в заводских условиях проводить термообработку при 300—350° С или тщательный отмыв флотореагентов поверхностно- актнвными веществами. Эти операции значительно повышают качество баритового утяжелителя. Не менее важное значение имеет тонкость помола или дисперс¬ность баритовых утяжелителей. Повышение дисперсности барита даже на 0,05 мкм превращает его из инертного наполнителя в актив¬ный компонент, сильно повышающий вязкость и структурно-ме¬ханические свойства глинистых суспензий. Одновременно сиижажается и утяжеляющая способность барита. 4.15. Цели и задачи ГТИ. Датчики, их назначение и устройство. Геолого-технологические исследования, ГТИ скважин в процессе бурения — являются объединением трех самостоятельных направлений, существовавших до появления ГТИ – газового каротажа, экспрессных петрофизических исследований, информационно-измерительных систем (ИИС) для контроля процесса бурения. ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения. ГТИ тесно связывают с Газовым каротажом, так как с его развитием и образовались геолого-технологические исследования, так же газовый каротаж входит в комплекс ГТИ и составляет его существенную часть. Технологические задачи •Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении; •Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач; •Распознавание и определение продолжительности технологических операций; •Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот; •Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом; •Оптимизация спуско-подъемных операций (ограничение скорости спуска); •Контроль гидродинамических давлений в скважине; •Контроль спуска и цементирования обсадной колонны; •Диагностика предаварийных ситуации в реальном масштабе времени; •Диагностика работы бурового оборудования. Геологические задачи •Оптимизация получения геолого-геофизической информации; •Выбор и корректировка интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов; •Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза; •Оперативное выделение пластов-коллекторов; •Определение характера насыщения пластов-коллекторов; •Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов; •Контроль процесса испытания и определение гидродинамических и технологических характеристик пластов при испытании и опробовании объектов; •Выявление реперных горизонтов. Планово-экономические задачи •Определение технико-экономических показателей бурения; •Определение баланса времени работ; •Подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм опе¬ративной отчетности за вахту, рейс, сутки и по скважине в целом. Информационные задачи •Онлайн передача геолого-технологической информации по каналам связи; •Сбор, обработка и накопление геолого-технологической информации в виде базы данных для ее дальнейшего использования. Датчики являются элементом технических систем, предназначенных для измерения, сигнализации, регулирования, управления устройствами или процессами. Датчики преобразуют контролируемую величину в сигнал (электрический, оптический, пневматический), удобный для измерения, передачи, преобразования, хранения и регистрации информации о состоянии объекта измерений 4.16. Условия успешного выполнения ГИРС при строительстве скважин. 1. Площадка для размещения геофизического оборудования на буровой должна: — обеспечивать установку не менее двух единиц оборудования с шириной прохода между ними не менее 3 м, но быть не менее 10 х 10 м; — обеспечивать возможность установки подъемника и лаборатории в горизонтальном положении относительно устья скважины и постоянную видимость с места машиниста ротора, верхнего и нижнего роликов, геофизического кабеля, мостиков и устья скважины; — иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию подъемников и лабораторий в аварийных ситуациях своим ходом или буксировкой; — исключать скопление отработанных газов от двигателя привода лебедки и мотор — генератора; — обеспечить освещенность в темное время суток не менее: — места установки блок — баланса, розеток, рубильника подсоединения заземляющих проводников, прохождения кабеля — 50 лк от ламп накаливания и 75 лк от люминесцентных ламп; — места установки подвесного блока, зоны переноски СГА, переходов персонала, трассы силовых и соединительных проводов — 20 лк от ламп накаливания и 40 лк от люминесцентных ламп; — опасной зоны — 5 лк. 2. В случае проведения работ на искусственных сооружениях (эстакадах, судах, плавучих и погружных буровых установках) геофизическое оборудование размещается согласно схемам, согласованным буровым и геофизическим предприятиями. — постаменты под подъемники должны иметь Паспорта и Инструкции по эксплуатации. 3. Посторонние предметы между рабочей площадкой и устьем скважины должны быть удалены, размещены и закреплены так, чтобы не мешать проведению ГИРС, а ротор, полы буровой установки и приемных мостков должны быть исправны и очищены от промывочной жидкости, нефти, смазочных материалов, снега и льда. 4. Для подключения геофизического оборудования и аппаратуры к силовой сети буровой у края площадки для размещения геофизического оборудования, но не далее 40 м от нее, должен быть установлен щит с отключающим устройством и унифицированной четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и трехполюсной — на 220 В с заземляющими контактами. 5. Для подключения заземляющих проводников к контуру заземления буровой должны быть обозначены специальные места. Подсоединение должно выполняться болтами или струбцинами. 6. Буровое оборудование должно быть исправно для обеспечения возможности его использования при проведении ГИРС. Во время выполнения ГИРС на скважине должна находиться вахта буровой бригады. 7. Буровая должна иметь легость с якорем и канатом, выдерживающими нагрузку не менее 10 кН. 8. Любые работы, не связанные с ГИРС, вахта буровой бригады может выполнять только с разрешения или по согласованию с ответственным исполнителем ГИРС. 9. К устью скважины, бурение которой ведется на глинистом растворе, должна быть подведена техническая вода, а при работе в условиях отрицательных температур и при бурении с применением ПЖ на нефтяной основе — дополнительно горячая вода или пар. 10. Скважина должна быть подготовлена так, чтобы обеспечить безопасную эксплуатацию геофизической аппаратуры и оборудования,беспрепятственный спуск скважинных приборов и аппаратов до нижней границы интервала исследований в течение времени, необходимого по нормам для выполнения заявленного комплекса ГИРС. 11. Подготовка скважины должна включать: — обеспечение однородности промывочной жидкости по всему интервалу исследований; — приведение параметров промывочной жидкости в соответствие с требованиями геолого — технического наряда, при этом скважина не должна газировать, переливать или поглощать с понижением уровня более 15 м/ч. 12. В случае невозможности подготовить скважину в соответствии с требованиями настоящих «Правил» ГИРС выполняют по проектам, совместно разрабатываемым производителем ГИРС и заказчиком. 4.17. Схема расположения датчиков на буровой. 1.Датчик глубины (датчик оборотов вала буровой лебедки) 2.Датчик крутящего момента ротора 3.Датчик момента на ключе 4.Датчик оборотов ротора 5.Датчик ходов насоса 6.Датчик давления ПЖ на входе 7.Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе 8.Датчик уровня ПЖ в приемной емкости 9.Датчик плотности ПЖ в приемной емкости 10.Датчик температуры ПЖ на входе (в емкости) 11.Датчик температуры ПЖ на выходе 12.Датчик нагрузки на крюке 13.Датчик электропроводности ПЖ на входе 4.18. Система сбора данных. Состав, назначение устройств. Система сбора данных (ССД) – это набор аппаратных средств, осуществляющий выборку, преобразование, хранение и первоначальную обработку различных входных аналоговых сигналов. Система сбора данных является основным элементом многоканальных средств измерений, определяющим его технические характеристики. В состав ССД могут входить фильтры нижних частот (ФНЧ), нормирующие усилители (НУ), аналоговый мультиплексор (MUX), устройство выборки и хранения (УВХ), аналого-цифровой преобразователь (АЦП) и микроконтроллер (МК). Некоторые типы ССД содержат программируемый усилитель после мультиплексора, что позволяет перестраивать диапазон измерений. Наиболее распространенная структура ССД представлена на рисунке 1 Рис. 1. Структурная схема ССД По способу сопряжения с компьютером системы сбора данных можно разделить на: •ССД на основе встраиваемых плат сбора данных со стандартным системным интерфейсом (наиболее распространен интерфейс PCI). •ССД на основе модулей сбора данных с внешним интерфейсом (RS-232, RS-485, USB). •ССД, выполненные в виде крейтов (магистрально-модульные ССД — КАМАК, VXI). •Группы цифровых измерительных приборов (ЦИП) или интеллектуальных датчиков. Для их организации применяются интерфейсы: GPIB (IEEE-488), 1-wire, CAN,HART. По способу получения информации ССД делятся на: •сканирующие, •мультиплексные (мультиплексорные, иногда говорят «многоточечные»), •параллельные, •мультиплицированные. Последний тип ССД практически не используется в силу своего исключительно низкого быстродействия. Единственное достоинство ССД этого типа — относительная простота — полностью нивелируется современными технологиями изготовления интегральных схем. 4.19. Вопросы, решаемые при контроле бурения. По решаемым в процессе бурения скважины задачам первичные преобразователи (модули) можно разделить на две группы — геофизические и технологические. В свою очередь, геофизические преобразователи можно разделить на инклинометрические, данные измерений которых участвуют непосредственно в процессе проводки скважины в заданном направлении, и датчики измерения параметров окружающей среды – кажущегося удельного электрического сопротивления и естественной радиоактивности горных пород, упругих характеристик горных пород для литологического расчленения разреза, информация которых используется для уточнения границ пласта и привязки глубины скважин к разрезу. Технологические преобразователи определяют параметры режима бурения, техническое состояние бурильной колонны, долота. К ним относятся датчики скорости вращения долота, осевой нагрузки и крутящего момента на долото, расход и давление промывочной жидкости, температура и буримость горных пород. Метод определения пространственных координат скважины — инклинометрия, позволяющий установить правильность бурения в заданном направлении. Жизненная необходимость сокращения сроков строительства скважин и увеличения производительности труда в бурении ставит перед создателями инклинометрических приборов и систем задачу повышения не только точности соответствующей измерительной аппаратуры, но и оперативности получения инклинометрической информации, а также сокращения затрат времени при проведении инклинометрических работ. Это привело к разработке новых модульных геофизических приборов, включаемых в забойные бескабельные телеметрические системы, и информационно-измерительных систем с использованием последних научно-технических достижений. Совершенствуются методы и алгоритмы обработки данных, широко применяется вычислительная техника. Измеряемая телесистемой информация, которая должна записывать информацию в память и передавать по беспроводному каналу связи на поверхность, записываться на жесткий диск компьютера и преобразовываться в форму, удобную для индикации на дисплее, и вывода на стандартные периферийные устройства в цифровом и аналоговом виде. Создание модулей позволит выполнять: 1) Оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации; 2) Контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории; 3) Литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений. 4) Уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи. 5) Предотвращение попадания в ВНК и обводнения пласта. 6) Комбинировать количество и тип модулей для решения конкретных задач. Для контроля процесса бурения необходимо применять регистрирующие измерительные приборы. Такие приборы тем более должны использоваться при постановке экспериментальных исследований. Показания всех приборов должны легко синхронизироваться. Особенно необходимо иметь возможность получать показания приборов в зависимости от глубины бурения, так как это позволяет увязывать указанные показатели с проходимыми породами — с механическими и абразивными свойствами последних. Для контроля процесса бурения с продувкой или промывкой аэрированными жидкостями и для проведения исследований в поверхностной циркуляционной системе могут быть установлены расходомеры воздуха, манометры и термометры. Органы информации представлены информационно-измерительной системой контроля процесса бурения и работы механизмов буровой установки, включающей датчики и средства отображения информации. 4.20. Что из себя представляет информационная система «ИС – БУРЕНИЕ». Информационная система «Бурение» (разработчик ПУ «СургутАСУнефть») является автоматизированной системой обработки, учета и хранения и технико-технологической информации о процессе строительства скважин. Информационная система «Бурение» предназначена для сбора, обработки, хранения поступающей информации о процессе бурения скважин и формирования регламентированной отчетности. Использование единой базы данных позволяет проводить аналитические расчеты, делать прогнозы, контролировать качество строительства в процессах бурения и освоения скважин. В настоящее время все буровые площадки ОАО «Сургутнефтегаз» оснащены средствами сбора и передачи технологической информации о процессе бурения скважин в режиме реального времени через информационную систему «Бурение». В данную информационную систему «Бурение» включен программный комплекс «WellGuide» который используется технологическими службами управлений буровых работ ОАО «Сургутнефтегаз» для проектирования профиля скважин при кустовом бурении. Программный комплекс позволяет производить проектирование траекторий вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, осуществлять контроль проводки скважины с трехмерной визуализацией профиля, проводить загрузку и анализ инклинометрических данных, а также прогнозировать возможные столкновения стволов скважин. Наша компания сохранила свой собственный сервис, который во многом эффективнее услуг, оказываемых внешними компаниями. Кроме того, это позволяет компании вести непрерывную научную и технологическую деятельность, внедряя новые, дорогие, но эффективные технологии, снижая тем самым производственные риски и повышая нефтеотдачу пластов.

или напишите нам прямо сейчас

Написать в WhatsApp Написать в Telegram

О сайте
Ссылка на первоисточник:
http://ssla.ru/ru/
Поделитесь в соцсетях:

Оставить комментарий

Inna Petrova 18 минут назад

Нужно пройти преддипломную практику у нескольких предметов написать введение и отчет по практике так де сдать 4 экзамена после практики

Иван, помощь с обучением 25 минут назад

Inna Petrova, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Коля 2 часа назад

Здравствуйте, сколько будет стоить данная работа и как заказать?

Иван, помощь с обучением 2 часа назад

Николай, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Инкогнито 5 часов назад

Сделать презентацию и защитную речь к дипломной работе по теме: Источники права социального обеспечения. Сам диплом готов, пришлю его Вам по запросу!

Иван, помощь с обучением 6 часов назад

Здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Василий 12 часов назад

Здравствуйте. ищу экзаменационные билеты с ответами для прохождения вступительного теста по теме Общая социальная психология на магистратуру в Московский институт психоанализа.

Иван, помощь с обучением 12 часов назад

Василий, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Анна Михайловна 1 день назад

Нужно закрыть предмет «Микроэкономика» за сколько времени и за какую цену сделаете?

Иван, помощь с обучением 1 день назад

Анна Михайловна, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Сергей 1 день назад

Здравствуйте. Нужен отчёт о прохождении практики, специальность Государственное и муниципальное управление. Планирую пройти практику в школе там, где работаю.

Иван, помощь с обучением 1 день назад

Сергей, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Инна 1 день назад

Добрый день! Учусь на 2 курсе по специальности земельно-имущественные отношения. Нужен отчет по учебной практике. Подскажите, пожалуйста, стоимость и сроки выполнения?

Иван, помощь с обучением 1 день назад

Инна, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Студент 2 дня назад

Здравствуйте, у меня сегодня начинается сессия, нужно будет ответить на вопросы по русскому и математике за определенное время онлайн. Сможете помочь? И сколько это будет стоить? Колледж КЭСИ, первый курс.

Иван, помощь с обучением 2 дня назад

Здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Ольга 2 дня назад

Требуется сделать практические задания по математике 40.02.01 Право и организация социального обеспечения семестр 2

Иван, помощь с обучением 2 дня назад

Ольга, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Вика 3 дня назад

сдача сессии по следующим предметам: Этика деловых отношений - Калашников В.Г. Управление соц. развитием организации- Пересада А. В. Документационное обеспечение управления - Рафикова В.М. Управление производительностью труда- Фаизова Э. Ф. Кадровый аудит- Рафикова В. М. Персональный брендинг - Фаизова Э. Ф. Эргономика труда- Калашников В. Г.

Иван, помощь с обучением 3 дня назад

Вика, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Игорь Валерьевич 3 дня назад

здравствуйте. помогите пройти итоговый тест по теме Обновление содержания образования: изменения организации и осуществления образовательной деятельности в соответствии с ФГОС НОО

Иван, помощь с обучением 3 дня назад

Игорь Валерьевич, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Вадим 4 дня назад

Пройти 7 тестов в личном кабинете. Сооружения и эксплуатация газонефтипровод и хранилищ

Иван, помощь с обучением 4 дня назад

Вадим, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Кирилл 4 дня назад

Здравствуйте! Нашел у вас на сайте задачу, какая мне необходима, можно узнать стоимость?

Иван, помощь с обучением 4 дня назад

Кирилл, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Oleg 4 дня назад

Требуется пройти задания первый семестр Специальность: 10.02.01 Организация и технология защиты информации. Химия сдана, история тоже. Сколько это будет стоить в комплексе и попредметно и сколько на это понадобится времени?

Иван, помощь с обучением 4 дня назад

Oleg, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Валерия 5 дней назад

ЗДРАВСТВУЙТЕ. СКАЖИТЕ МОЖЕТЕ ЛИ ВЫ ПОМОЧЬ С ВЫПОЛНЕНИЕМ практики и ВКР по банку ВТБ. ответьте пожалуйста если можно побыстрее , а то просто уже вся на нервяке из-за этой учебы. и сколько это будет стоить?

Иван, помощь с обучением 5 дней назад

Валерия, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Инкогнито 5 дней назад

Здравствуйте. Нужны ответы на вопросы для экзамена. Направление - Пожарная безопасность.

Иван, помощь с обучением 5 дней назад

Здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Иван неделю назад

Защита дипломной дистанционно, "Синергия", Направленность (профиль) Информационные системы и технологии, Бакалавр, тема: «Автоматизация приема и анализа заявок технической поддержки

Иван, помощь с обучением неделю назад

Иван, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru

Дарья неделю назад

Необходимо написать дипломную работу на тему: «Разработка проекта внедрения CRM-системы. + презентацию (слайды) для предзащиты ВКР. Презентация должна быть в формате PDF или формате файлов PowerPoint! Институт ТГУ Росдистант. Предыдущий исполнитель написал ВКР, но работа не прошла по антиплагиату. Предыдущий исполнитель пропал и не отвечает. Есть его работа, которую нужно исправить, либо переписать с нуля.

Иван, помощь с обучением неделю назад

Дарья, здравствуйте! Мы можем Вам помочь. Прошу Вас прислать всю необходимую информацию на почту и написать что необходимо выполнить. Я посмотрю описание к заданиям и напишу Вам стоимость и срок выполнения. Информацию нужно прислать на почту info@the-distance.ru