Биолуб lvl ту: Купить смазочные добавки Биолуб LVL™

Технические условия ТУ 2458-009-82330939-2008 «Добавка смазочная для буровых растворов Биолуб LVL».

Номер заключения: 16.11.10.245.Т.000075.03.09
Дата: 25.03.2009
Тип бланка заключения: санитарно-эпидем. заключение на проекты, ТУ (терр.орг, 2005) [21]
Типографский номер бланка: 505979
Проектная документация: Технические условия ТУ 2458-009-82330939-2008 «Добавка смазочная для буровых растворов Биолуб LVL».
: СООТВЕТСТВУЕТ государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам:
ГН 2.2.5.1313-03 «ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны», ГН 2.2.5.1338-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест», ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования», СП 2.2.2.1327-03 «Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту», СП 1.1.1058-01 «Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий».
Основание:
экспертное заключение по проекту ТУ № 30499 от 24.02.2009г. ФГУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии в Республике Татарстан (Татарстан)».
Фирма-разработчик: ООО «Миррико Комплексное Обеспечение», 420095, РТ, г.Казань, ул.Восстания, д.100.Российская Федерация

Все данные получены с сервера поиска по Реестрам Роспотребнадзора и санитарно-эпидемиологической службы России

смазочная добавка для буровых растворов биолуб lvl — патент РФ 2304604

Классы МПК:	C09K8/035 органические добавки
Автор(ы):	Яхшибеков Феликс Рудольфович (RU), Рассадников Владимир Иванович (RU), Лушпеева Ольга Александровна (RU), Лосева Нина Тимофеевна (RU), Вахрушев Леонид Петрович (RU), Малов Владимир Владимирович (RU), Воеводин Леонид Иванович (RU)
Патентообладатель(и):	Яхшибеков Феликс Рудольфович (RU), Рассадников Владимир Иванович (RU), Лушпеева Ольга Александровна (RU), Лосева Нина Тимофеевна (RU), Вахрушев Леонид Петрович (RU), Малов Владимир Владимирович (RU), Воеводин Леонид Иванович (RU)
Приоритеты:	подача заявки: 2005-03-30 публикация патента: 20.08.2007

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов. Технический результат изобретения — повышение эффективности смазочной добавки в глинистых и безглинистых буровых растворах. Смазочная добавка для буровых растворов, содержащая природные высшие жирные кислоты, низший одноатомный спирт с С₂ по С₅ и/или олигомерный полиэтиленгликоль со степенью полимеризации n=2-5, и/или олигомерный полипропиленгликоль с n=1-3, дополнительно содержит оксаль, гидроксид и/или карбонат щелочного металла, и/или моно-, ди-, триэтаноламин, сульфированный рыбий жир при соотношении указанные кислоты: сульфированный рыбий жир 99:1-1:99 при следующем соотношении компонентов добавки, мас.%: указанные кислоты и сульфированный рыбий жир 70-90,9, гидроксид и/или карбонат щелочного металла, и/или моно-, ди-, триэтаноламин 1-8, оксаль 5-25, указанные спирт, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль 1-24. 2 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, к смазочным добавкам для буровых растворов.

Известно применение в качестве смазочных добавок к глинистым буровым растворам композиций природных жирных кислот и олигомерных полиэфиров, выступающих в роли эмульгаторов маслорастворимой фазы. [Смазочная добавка к буровым растворам. Патент РФ 2163615, опубл. 27.02.2001]. Кроме того, существуют смазочные составы, в которых эмульгирующий эффект обеспечиваетется присутствием щелочных нейтрализующих агентов [Смазочная добавка к буровым растворам. Патент РФ 2163616, опубл. 27.02.2001]. В таких композициях смазочный эффект обеспечивается совместным действием природных жирных кислот, их солей, а также гидрофобной углеводородной жидкости.

В качестве наиболее близкого аналога (прототипа) по совокупности свойств выбран смазочный состав, включающий природные высшие жирные кислоты, органические и неорганические нейтрализующие агенты, олигомерные полиэфиры и воду [Смазочная добавка к буровым растворам. Патент РФ 2163617, опубл. 27.02.2001]. В данной композиции содержание высших жирных кислот лежит в пределах от 20 до 85% (мас.). Эмульгирующий эффект обеспечивается комбинированным действием органических и неорганических оснований. Однако прототип обладает рядом недостатков:

1. Максимальное содержание высших жирных кислот (ВЖК) в составе прототипа не превышает 85% (мас.), что не обеспечивает достаточно высокого смазочного эффекта в глинистых растворах. Повышение массовой доли жирных кислот в составе прототипа приводит к снижению эмульгирующей активности в результате закономерного уменьшения массовой доли нейтрализующих агентов. При этом снижается коллоидная растворимость смазочной добавки и ухудшается смазочный эффект.

2. Наличие водной фазы в составе прототипа приводит к снижению содержания основного вещества, обладающего смазочным эффектом. Однако снизить массовую долю воды в составе прототипа невозможно, так как ее наличие обуславливает растворимость неорганического нейтрализующего агента, выполняющего основную эмульгирующую функцию.

3. Способность жирных кислот в составе прототипа снижать коэффициент трения на границе «металл — порода» в существенной степени снижена из-за отсутствия стабилизирующего фактора, обеспечивающего нормальную ориентацию гибких углеводородных радикалов в адсорбционных смазочных слоях.

Технический результат изобретения повышение эффективности смазочной добавки в глинистых и безглинистых буровых растворах.

Смазочная добавка для буровых растворов, содержащая природные высшие жирные кислоты, низший одноатомный спирт с С₂ по С₅ и/или олигомерный полиэтиленгликоль со степенью полимеризации n=2-5, и/или олигомерный полипропиленгликоль с n=1-3, отличается тем, что она дополнительно содержит оксаль, гидроксид и/или карбонат щелочного металла, и/или моно-, ди-, триэтаноламин, сульфированный рыбий жир при соотношении указанные кислоты:сульфированный рыбий жир 99:1-1:99 при следующем соотношении компонентов добавки, мас.%:

указанные кислоты и сульфированный рыбий жир	70-90,9
гидроксид и/или карбонат щелочного металла,
и/или моно-, ди-, триэтаноламин	1-8
оксаль	5-25
указанные спирт, полиэтиленгликоль,
полипропиленгликоль	1-24

В ходе лабораторных испытаний проводились измерения коэффициента трения (k

тр.) буровых растворов, обработанных новой смазочной добавкой (исследования проводились на приборе фирмы Baroid (США), который позволяет получить полную картину поведения буровых растворов в условиях постоянно возрастающей нагрузки от 0,34 до 4,13 МПа с фиксацией для каждого образца своей предельной нагрузки (Р_max), при которой достигается полное разрушение смазочного слоя. Прочность смазочного слоя характеризуется величиной показателя эффективности смазочного действия (ЭСД), имеющего смысл удельного коэффициента трения смазочной пленки, для которой предельная нагрузка составляет 1 МПа. ЭСД вычисляется по следующей формуле:

ЭСД=k_тр./Р_max

Новая смазочная добавка БИОЛУБ LVL имеет, по сравнению с прототипом, следующие преимущества.

Во-первых, массовая доля высших жирных кислот (ВЖК) в составе смазочной добавки может быть повышена до 90% (мас.), что сопровождается значительным улучшением смазочной способности. Действительно, введение 0,5% новой смазочной добавки в 1,5-2 раза улучшает смазочные свойства как глинистого, так и безглинистого раствора, по сравнению с аналогичными добавками прототипа (табл.1, 2, опыты №№1, 2, 6). Повышение массовой доли смазочной добавки до 1 мас.% приводит к некоторому снижению эффекта: новая смазочная композиция работает в 1,5 раза эффективнее прототипа.

Во-вторых, в составе новой смазочной композиции присутствует сульфированный рыбий жир (СРЖ), обладающий свойствами эффективного эмульгатора в неводных средах.

Поэтому новый смазочный состав практически не содержит воды, что обеспечивает его высокую эффективность в глинистых и безглинистых растворах. Так, коэффициент трения буровых растворов, содержащих 0,5% новой смазочной добавки, с различными массовыми соотношениями между жирными кислотами и триглицеридом (от ВЖК:СРЖ=99:1 до ВЖК:СРЖ=1:99), в 1,2-1,6 раза ниже коэффициента трения глинистого раствора, содержащего 0,5% прототипа (табл.1, 2 опыты 3, 4, 6).

В-третьих, оксаль в составе новой смазочной добавки создают «каркасный» эффект, ориентируя углеводородные радикалы в направлении нормали к трущимся поверхностям и обеспечивая наибольшую толщину смазочного адсорбционного слоя. В результате этого даже значительное снижение массовой доли жирных кислот в составе новой смазочной добавки (до 70% (мас.) обеспечивает высокий уровень смазочной активности буровых растворов обоих типов: смазочные свойства раствора, обработанного 0,5% новой смазочной добавки с пониженным содержанием ВЖК, в 1,6 раза выше по сравнению с раствором, содержащим 0,5% прототипа (табл.1, 2 опыт 5, 6).

Таким образом, проведенные эксперименты показали значительное технологическое превосходство новой смазочной добавки БИОЛУБ LVL по сравнению с прототипом.

Таблица 1.
Смазочные свойства безглинистого биополимерного раствора, обработанного различными смазочными составами БИОЛУБ LVL (Биополимер — 0,25%; КМЦ — 0,9%; вода — остальное)
№	Смазочный состав, % (мас.)	Концентрация смазки, % (мас.)	Коэффициент трения	Эффективность смазочного действия, МПа^-1
	ВЖК — 90	0,5	0,018	0,0044
1	СРЖ -0,9
	Пропиленгликоль — 3,1	1,0	0,013	0,0031
	Гидроксид натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 90	0,5	0,018	0,0044
2	СРЖ -0,9
	Пропиленгликоль 3,1	1,0	0,014	0,0033
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 79,20	0,5	0,025	0,0048
3	СРЖ — 0,80
3	Смесь полиэтиленгликолей* — 13	1,0	0,02	0,006
	Гидроксид калия — 1
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 0,83	0,5	0,034	0,0082
4	СРЖ — 79,20
4	Этанол — 5	1,0	0,018	0,0044
	Триэтаноламин -5
	Оксаль — 10
	ВЖК — 69,3	0,5	0,025	0,006
5	СРЖ — 0,7
5	Пропиленгликоль — 2	1,0	0,022	0,0053
	Триэтаноламин -3
	Оксаль — 25
6	Прототип	0,5	0,04	0,0097
6	Прототип	1,0	0,02	0,0048
* триэтиленгликоль 20 мас.%, тетраэтиленгликоль 20 мас.%, пентаэтиленгликоль 60 мас.%

Таблица 2.
Смазочные свойства глинистого раствора, обработанного различными смазочными составами БИОЛУБ LVL (Плотность — 1,05 г/см³)
№	Смазочный состав, % (мас.)	Концентрация смазки, % (мас.)	Коэффициент трения	Эффективность смазочного действия, МПа^-1
	ВЖК — 90	0,5	0,029	0,007
1	СРЖ -0,9
1	Пропиленгликоль — 3,1	1,0	0,025	0,006
	Гидроксид натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 90	0,5	0,031	0,0075
2	СРЖ -0,9
2	Пропиленгликоль 3,1	1,0	0,025	0,006
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 79,20	0,5	0,024	0,0053
3	СРЖ — 0,80
3	Смесь полиэтиленгликолей* — 13	1,0	0,022	0,0058
	Гидроксид калия — 1
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
4	ВЖК — 0,83	0,5	0,038	0,0092
	СРЖ — 79,20
	Этанол — 5	1,0	0,030	0,0073
	Триэтаноламин — 5
	Оксаль — 10
	ВЖК — 69,3	0,5	0,031	0,0075
5	СРЖ — 0,7
5	Пропиленгликоль — 2	1,0	0,025	0,0061
	Триэтаноламин -3
	Оксаль — 25
6	Прототип	0,5	0,043	0,01
6	Прототип	1,0	0,038	0,0092

Содержание

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Смазочная добавка для буровых растворов, содержащая природные высшие жирные кислоты, низший одноатомный спирт с C₂ no C₅ и/или олигомерный полиэтиленгликоль со степенью полимеризации n=2-5, и/или олигомерный полипропиленгликоль с n=1-3, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит оксаль, гидроксид и/или карбонат щелочного металла, и/или моно-, ди-, триэтаноламин, сульфированный рыбий жир при соотношении указанные кислоты:сульфированный рыбий жир 99:1-1:99 при следующем соотношении компонентов добавки, мас.%:

указанные кислоты и сульфированный рыбий жир	70-90,9
гидроксид и/или карбонат щелочного металла,
и/или моно-, ди-, триэтаноламин	1-8
оксаль	5-25
указанные спирт, полиэтиленгликоль,
полипропиленгликоль	1-24

Официальная публикация
патента РФ № 2304604
patent-2304604.pdf

Смазочная добавка для буровых растворов биолуб lvl — PatentDB.ru

Смазочная добавка для буровых растворов биолуб lvl

Реферат

указанные кислоты и сульфированный рыбий жир	70-90,9
гидроксид и/или карбонат щелочного металла,
и/или моно-, ди-, триэтаноламин	1-8
оксаль	5-25
указанные спирт, полиэтиленгликоль,
полипропиленгликоль	1-24

В ходе лабораторных испытаний проводились измерения коэффициента трения (k_тр.) буровых растворов, обработанных новой смазочной добавкой (исследования проводились на приборе фирмы Baroid (США), который позволяет получить полную картину поведения буровых растворов в условиях постоянно возрастающей нагрузки от 0,34 до 4,13 МПа с фиксацией для каждого образца своей предельной нагрузки (Р_max), при которой достигается полное разрушение смазочного слоя. Прочность смазочного слоя характеризуется величиной показателя эффективности смазочного действия (ЭСД), имеющего смысл удельного коэффициента трения смазочной пленки, для которой предельная нагрузка составляет 1 МПа. ЭСД вычисляется по следующей формуле:

ЭСД=k_тр./Р_max

Новая смазочная добавка БИОЛУБ LVL имеет, по сравнению с прототипом, следующие преимущества.

Таблица 1.
Смазочные свойства безглинистого биополимерного раствора, обработанного различными смазочными составами БИОЛУБ LVL (Биополимер — 0,25%; КМЦ — 0,9%; вода — остальное)
№	Смазочный состав, % (мас.)	Концентрация смазки, % (мас.)	Коэффициент трения	Эффективность смазочного действия, МПа^-1
	ВЖК — 90	0,5	0,018	0,0044
1	СРЖ -0,9
	Пропиленгликоль — 3,1	1,0	0,013	0,0031
	Гидроксид натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 90	0,5	0,018	0,0044
2	СРЖ -0,9
	Пропиленгликоль 3,1	1,0	0,014	0,0033
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 79,20	0,5	0,025	0,0048
3	СРЖ — 0,80
Смесь полиэтиленгликолей* — 13	1,0	0,02	0,006
	Гидроксид калия — 1
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 0,83	0,5	0,034	0,0082
4	СРЖ — 79,20
Этанол — 5	1,0	0,018	0,0044
	Триэтаноламин -5
	Оксаль — 10
	ВЖК — 69,3	0,5	0,025	0,006
5	СРЖ — 0,7
Пропиленгликоль — 2	1,0	0,022	0,0053
	Триэтаноламин -3
	Оксаль — 25
6	Прототип	0,5	0,04	0,0097
1,0	0,02	0,0048
* триэтиленгликоль 20 мас.%, тетраэтиленгликоль 20 мас.%, пентаэтиленгликоль 60 мас.%

Таблица 2.
Смазочные свойства глинистого раствора, обработанного различными смазочными составами БИОЛУБ LVL (Плотность — 1,05 г/см³)
№	Смазочный состав, % (мас.)	Концентрация смазки, % (мас.)	Коэффициент трения	Эффективность смазочного действия, МПа^-1
	ВЖК — 90	0,5	0,029	0,007
1	СРЖ -0,9
Пропиленгликоль — 3,1	1,0	0,025	0,006
	Гидроксид натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 90	0,5	0,031	0,0075
2	СРЖ -0,9
Пропиленгликоль 3,1	1,0	0,025	0,006
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
	ВЖК — 79,20	0,5	0,024	0,0053
3	СРЖ — 0,80
Смесь полиэтиленгликолей* — 13	1,0	0,022	0,0058
	Гидроксид калия — 1
	Карбонат натрия — 1
	Оксаль — 5
4	ВЖК — 0,83	0,5	0,038	0,0092
СРЖ — 79,20
Этанол — 5	1,0	0,030	0,0073
	Триэтаноламин — 5
	Оксаль — 10
	ВЖК — 69,3	0,5	0,031	0,0075
5	СРЖ — 0,7
Пропиленгликоль — 2	1,0	0,025	0,0061
	Триэтаноламин -3
	Оксаль — 25
6	Прототип	0,5	0,043	0,01
1,0	0,038	0,0092

указанные кислоты и сульфированный рыбий жир	70-90,9
гидроксид и/или карбонат щелочного металла,
и/или моно-, ди-, триэтаноламин	1-8
оксаль	5-25
указанные спирт, полиэтиленгликоль,
полипропиленгликоль	1-24

Контроль параметров бурового раствора

ТОП 10:

Контроль параметров бурового раствора осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы: весы рычажные, ареометр АБР-1(2). Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВБР-1(2), воронки Марша; определение реологических параметров – с помощью ротационного вискозиметра, определение фильтратоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 либо фильтр-пресса. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2 (ОП-2), стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора используются тестер предельного давления и прибор КТК-2.

Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см. Приложение к проекту и табл.7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 2 часа, в осложненных условиях – через 0,5 часа. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных условиях определяются 2 раза за смену (продолжительность смены – 12ч), в осложненных условиях – через каждые 2 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.

Очистка бурового раствора

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 7.8) и амбара для сбора отходов бурения скважины.

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R3. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R4, после очистки на котором по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), илоотделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R6. Очищенный на центрифуге раствор по линии R7 возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R8.

Шлам с вибросит и с центрифуги по линиям R9 – R12 поступает в амбар (14).

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 7.8.

Рисунок 7.1 —
Принципиальная схема очистки бурового раствора

Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Гламин, Поликсан, Реамил, Амилор, ПолиКР-Ф соблюдать общие правила безопасности – при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na₂CO₃, ГКЖ соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами – применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошок, CaCО₃, КССБ, крахмальный реагент, биополимер) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

При попадании CaCО₃ на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки – протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидом, пеногасителем, ингибитором глин производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Таблица 7.3 — Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов по интервалам

Наименование обсадной колонны под которую ведется бурение	Интервал, м	Название (тип) раствора	Плотность раствора, г/см³	Смена раствора для бурения интервала (да/нет)	Название компонента	Содержание компонента в буровом растворе, т/м³
от (верх)	до (низ)

Направление			Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,10	да	Глинонопорошок бентонитовый	Направление
Кальцинированная сода Na₂CО₃

Кондуктор			Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	1,10	нет	Глинонопорошок бентонитовый	Кондуктор
Кальцинированная сода Na₂CО₃
		Естественная глинистая суспензия химически обработанная (ЕГСХО)	1,12 -1,16	нет	КССБ-2М
Реапен-1408
Кальцинированная сода (Na₂CO₃)
Ингибитор глин Atren CI
ГКЖ-11
КМЦ-800 (Камцелл, Экстра)
Полицелл ЦФГ (Целлотон ФГ)
Биоминг марки ДТ

Эксплуатационная			Естественная промывочная жидкость (ЕПЖ)	1,14	да	Пластовая вода естественной минерализации	Эксплуатационная
Окончание табл. 7.3

			Минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор	1,14	да	Реапен-1408
Амилор Р (Реамил1, ПолиКР-Ф)
Гаммаксан (Гламин, Поликсан)
Смазочная добавка Смад-АСН (Биолуб LVL)
Ингибитор глин Atren CI
Бактерицид Atren Bio
Мел природный молотый (CaCO₃)

Таблица 7.4 — Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления интервалам

Интервал (по стволу), м	Мощность интервала, м	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Плотность бурового раствора, г/см³	Нормы расхода бурового раствора, м³/м	Потребность бурового раствора, м³
Потребность компонентов БР, т
Нормы расхода компонентов БР, т/м³ в интервале
от	до	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале	на запас

			Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,10	2,7	50,0	30,0	80,0	-
Глинопорошок (ПБН)		0,15	7,5	4,5	12,0	-
Сода кальцинированная Na₂CО₃		0,005	0,25	0,15	0,40	-
			Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	1,10	0,86	120,0	30,0	196,4	-
			Естественная глинистая суспензия химически обработанная (ЕГСХО)	1,12-1,16	0,37	100,0	80,0	180,0	-
КССБ-2М	0,02	2,0	1,6	3,6	-
Реапен-1408	0,005	0,5	0,4	0,9	-
Кальцинированная сода (Na₂CO₃)	0,005	0,5	0,4	0,9	-
Ингибитор глин Atren CI	0,003	0,3	0,24	0,54	-
ГКЖ-11	0,003	0,3	0,24	0,54	-
КМЦ-800 (Камцелл, Экстра)	0,002	0,2	0,16	0,36	-
Полицелл ЦФГ (Целлотон ФГ)	0,001	1,0	0,8	1,8	-
Биоминг марки ДТ	0,003	0,3	0,24	0,54	-
			Естественная промывочная жидкость (ЕПЖ)	1,14	0,34	90,0	60,0	150,0	-

Окончание табл. 7.4

			Минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор	1,14	0,35	100,0	50,0	150,0	120,0
Реапен-1408	0,005	0,5	0,25	0,75	0,6
Амилор Р, Реамил 1, ПолиКР-Ф	0,025	2,5	1,25	3,75	3,0
Гаммаксан, Гламин, Поликсан	0,003	0,3	0,15	0,45	0,36
Смазочная добавка Смад-АСН, Биолуб LVL	0,001	1,0	0,5	1,5	1,2
Ингибитор глин Atren CI	0,003	0,3	0,15	0,45	0,36
Бактерицид Atren Bio	0,0001	0,1	0,05	0,15	0,12
Мел природный молотый природный (CaCO₃)	0,03	3,0	1,5	4,5	3,6

Таблица 7.5 — Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуривании цементных стаканов

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска	Номер ступени цементи- рования	Название компонентов для обработки раствора	Характеристика компонента	Норма расхода на обработку 1 м³раствора т/м³	Количество, т
плотность, кг/м³	влажность,%	содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	сорт


	Направление			Кальцинированная сода (Na₂CO₃)	2,16				0,0025	0,2
	Кондуктор			Кальцинированная сода (Na₂CO₃)	2,16				0,0025	0,45
	Эксплуатационная			-	-	-	-	-	-	-

Таблица 7.6 — Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колон

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Название компонентов для обработки раствора	Характеристика компонента	Норма расхода на обработку 1 м³ раствора, т/м³	Количество, т
плотность, г/см³	влажности, %	содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	сорт
	Направление	-	-	-	-	-	-	-
	Кондуктор	Биолуб LVL (или Реапен-1408)	0,8	-		-	0,0022	0,04
	Эксплуатационная колонна	СМАД АСН (или Биолуб LVL)	0,8	-		-	0,0027	0,04

Таблица 7.7 — Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину интервалам

Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, т
номер колонны	на запас	суммарная на скважину

КМЦ-800, «Экстра, «Камцелл» «Полицелл КМЦ-9», марки С	ТУ 2231-017-32957739-2009 ТУ 2231-017-32957739-2009, с изм. №1	-	0,36	-	-	0,36
сода кальцинированная (Na₂CO₃) техническая, марки Б	ГОСТ 5100-85	0,4	0,9	-	-	1,3
СаСО₃,карбонат кальция(марка ММС, МТД)	ГОСТ 12085-88	-	-	4,5	3,6	8,1
Гаммаксан Гламин Поликсан	ТУ 2458-010-82330939-2009 ТУ 2458-001-14023401-2008 ТУ 2458-017-82330939-2009	-	-	0,45	0,36	0,81
Реамил 1 Амилор Р ПолиКР-Ф	ТУ 9187-001-70994864-05 ТУ 2458-002-82330939-2009 ТУ 2262-035-97457491-2010	-	-	3,75	3,0	6,75
Смад-АСН Биолуб LVL	ТУ 2415-002-2333 6470-2002 c изм.№1. TУ 2458-009-82330939-2008 с изм.1	-	-	1,5	1,2	2,7
Глинопорошок ПБН ПБМВ	ТУ 39-0147001-105-93 ТУ 2164-006-41219638-2005 с изм №1	12,0	-	-	-	12,0
КССБ-2М	ТУ 2454-325-0533190-2000	-	3,6	-	-	3,6
Реапен 1408	ТУ 2415-003-36651865-2003 с изм. 1	-	0,9	0,75	0,6	2,25
Atren Bio	ТУ 2458-011-82330939-2009	-	-	0,15	0,12	0,27
Atren CI	TУ 2458-028-82330939-2009	-	0,54	0,45	0,36	1,35
ГКЖ-11	ТУ 2229-092-40245042-2004	-	0,54	-	-	0,54
Полицелл ЦФГ (Целлотон ФГ)	ТУ 0392-002-32957739-2007	-	1,8	-	-	1,8
Биоминг марки ДТ	ТУ 2458-018-95901562-2011	-	0,54	-	-	0,54

7.5 Оборудование для приготовления и очистки бурового
раствора

Таблица 7.8 — Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Название	Типоразмер или шифр*	Количество
Система приготовления бурового раствора:
Циркуляционная система	ЦС 100 Э (01)
Гидромешалка	ГМП-25	минимум 4
Блок приготовления бурового раствора	БПР-1(2) (БП 06)
Система очистки бурового раствора:
Линейное вибросито	СВ-1ЛМ (ВС-1; «SWACO»)
Вакуумный дегазатор	«Каскад-40″
Пескоотделитель	ПГ 60/300 (ИПС 2/300; «SWACO»)
Илоотделитель	ИГ 45/М (ИИС; «SWACO»)
Центрифуга	ОГШ-501У-01
Диспергатор	ДГС («Каскад-40»; ДВС-2К)
Гидравлический смеситель	СГВ-100 (ГС-I-40)

Таблица 7.9 — Ступенчатость применения очистных устройств по интервалам бурения

Интервал, м	Использование очистных устройств
от	до
		вибросито
		вибросито
		вибросито + пескоотделитель-илоотделитель+ центрифуга
		вибросито + пескоотделитель-илоотделитель + центрифуга
		вибросито + пескоотделитель-илоотделитель + центрифуга

Химические реагенты и обработка бурового раствора

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 7.1 проекта.

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002 г., Госгортехнадзора России).

Расчётная потребность в химреагентах и материалах для строительства скважин приведена
в таблицах 7.4 и 7.5 проекта.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективен (и рекомендуется к применению) реагент марки

КМЦ-800. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%, хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается.

Основное назначение КМЦ – снижение показателя фильтрации буровых растворов на водной основе, при этом повышается вязкость и структурные характеристики пресных растворов, а в растворах, минерализованных NaCl, наблюдается стабилизационное разжижение. КМЦ неустойчив к действию поливалентных катионов металлов, особенно Mg++. Термоокислительная деструкция полимера начинается при t=130°С, а использование ее в сочетании с модифицированными лигносульфонатами или специальными антиоксидантами позволяет повысить температурный предел применения КМЦ до 180оС, а совместно с ГКЖ – до 180-200^оС (для пресных растворов).

КМЦ совместима практически со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов, причем с рядом реагентов (КССБ, гипан, ГКЖ, крахмал, полиэтиленоксид) образует так называемые комплексные реагенты, в результате повышается эффективность их применения. КМЦ эффективна при рН 6-9, обычно применяется в области рН 8-9. При избытке щелочи происходит свертывание молекул полимера и его деструкция, в кислых средах осаждается целлюлозогликолевая кислота.

Рекомендуемая концентрация КМЦ в пресных растворах – до 0,5%.

Приготовление водного 1-3%-го раствора КМЦ на буровой производится в гидромешалке (блоке приготовления и механического перемешивания – БМПО), которая заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема и дополнительно перемешивается 20-30 минут.

В настоящее время производятся различные торговые марки КМЦ как в нашей стране (Камцелл, КМЦ-800 “Экстра” и др.), так и за рубежом (Tylose, Fin-Fix и др.), свойства которых определяются соответствующими ТУ и сертификатами.

Кальцинированная сода (Na₂CO₃) – мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см³ с содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе (основное назначение), а также для снижения жесткости воды, для регулирования рН бурового раствора. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%). Для обработки бурового раствора применяется в виде водных растворов 5-10%-ой концентрации.

Для приготовления водного раствора Na₂CO₃ используется глиномешалка, гидромешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Крахмальные реагенты для обработки бурового раствора – «Амилор Р», «Реамил 1», «ПолиКР-Ф» – представляют собой порошкообразный материал. Применяются для снижения фильтратоотдачи и как регуляторы реологических свойств буровых промывочных жидкостей на водной основе, в том числе и в минерализованных дисперсионных средах.

Оптимальный расход в минерализованных крахмально-биополимерных буровых растворах – 20-40 кг/м³.

Мел природный молотый – осадочные породы, состоящие в основном из кальцита (CaCO₃). Мел – мелкодисперсный порошок белого цвета без запаха, плотностью 2,5-2,7 г/см³.

Применяется в качестве утяжеляющего и кольматирующего агента в буровых растворах, в том числе в биополимерных. Карбонатные утяжелители разлагаются соляной кислотой.

Предпочтительным является применение мела первого сорта марок ММС и МТД.

Оптимальный расход в качестве кольматанта — 30-50 кг/м³, в качестве утяжелителя – в зависимости от требующейся расчётной плотности.

Глинопорошки. Для приготовления буровых растворов применяются глинопорошки, которые выпускаются нескольких видов – бентонитовый (ПБ), бентонитовый модифицированный (ПБМ), палыгорскитовый (ПП), каолин-гидрослюдистый (ПКГ). Наибольший выход бурового раствора достигается при использовании глинопорошка ПБМ для приготовления пресного бурового раствора. Глинопорошок ПБ применяется для приготовления всех типов буровых растворов.

Основное применение среди глинопорошков в настоящее время находят бентонитовые глинопорошки, использующиеся для борьбы с поглощениями (приготовление вязких пачек, структурированных глинистых буровых растворов). Предпочтительно применение бентонитовых глинопорошков марки ПБМВ либо других бентонитовых порошков с аналогичным выходом. Для приготовления гель-цементных смесей рекомендуются глинопорошки с низким выходом (с малым содержанием коллоидной составляющей) типа ПКГН, ПБН.

Смазочные добавки «Смад-АСН», «Биолуб-LVL». Используются в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе. Ввод смазочной добавки производят в циркулирующий буровой раствор равномерно по циклу. Смазочные добавки совместимы со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов.

Реагенты устойчивы к действию двухвалентных катионов (Са, Mq).

Оптимальный расход – 8,0 -12,0 л/м³.

Биоцид (бактерицид) — «Atren Bio» – жидкость неограниченно растворимая в воде с температурой застывания не более – 25°С. Обеспечивает полное подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий, подавляет анаэробные бактерии, сине-зеленые водоросли и микроскопические грибы в нефтепромысловых водах и в буровых растворах для предотвращения биодеструкции компонентов раствора.

Оптимальный расход – от 1,0 до 2 л/м³.

Биополимеры ксантанового ряда – «Гаммаксан», «Гламин», «Поликсан» –применяются как структурообразователи и регуляторы реологических свойств в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивают им псевдопластические свойства, уменьшают радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускаются в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л. Легко диспергируются в холодной воде. Оптимальный расход – 2,5-3,0 кг/м³ в минерализованных
крахмально-биополимерных буровых растворах и 5,0-6,0 кг/м³ в биополимерных буровых растворах.

Пеногаситель для буровых растворов «Реапен-1408» — представляет собой опалесцирующую жидкость темного цвета со слабым запахом. При долгом хранении может расслаиваться. Плотность 0,87 г/см³. Реагент имеет нейтральное значение рН~ 7,0. Реагент не содержит низкокипящих, огнеопасных компонентов с высоким давлением паров. Температура вспышки не менее 70^оС. Реагент при температуре менее -15^оС загустевает, при повышении температуры восстанавливает исходную текучесть. Для восстановления однородных свойств по всему объему реагент следует перемешать.

Установлено, что в отличие от других распространённых марок пеногасителей «Реапен-1408» кроме пеногасящих свойств обладает выраженным смазывающим и ингибирующим действием, особенно в сочетании со смазывающими добавками.

Оптимальный расход – 3 — 5 л/м³.

Конденсированная сульфитспиртовая барда – продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства, выпускается четырех марок: КССБ, КССБ-1, КССБ-2, и КССБ-4. Все марки представляют собой порошкообразные материалы с растворимостью в воде не менее 90% и влажность не более 10%, темно-коричневого цвета.

Рекомендуется применение марки КССБ-2М.

Основное назначение КССБ – регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. КССБ снижает набухание негидратированных глин. Наиболее эффективно применение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5. Для обработки пресных растворов применяется марка КССБ (при температурах до 150°С).

Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках – более 4%). Применение ГКЖ способствует гашению пены, образование которой вызвано использованием КССБ.

КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор в виде водного раствора 20-30%-ой концентрации. Технология приготовления водного раствора КССБ аналогично приготовлению КМЦ.

Оптимальный расход – до 20 — 30 кг на 1 м³ бурового раствора.

Кольматант (наполнитель) – «Полицелл ЦФГ» («Целлонтон ФГ»). Применяется для предотвращения и ликвидации поглощений буровых промывочных жидкостей малой интенсивности и в составе вязких пачек при ликвидации поглощений средней степени интенсивности.

Оптимальный расход – от 5 до 20 кг/м³.

Ингибитор глин «Atren CI» — прозрачная жидкость. Применяется для ингибирования глинистых сланцев с целью сохранения устойчивости стенок скважины в процессе углубления.

Оптимальный расход – 3-5 л/м³.

ГКЖ – водноспиртовый раствор этил (ГКЖ-10) или метил (ГКЖ-11) силиконата натрия. Щелочность в пересчете на КОН — 13-17%. Представляет собой жидкость светло-желтого цвета плотностью 1,17-1,19 г/см³. Применяется для регулирования структурных свойств буровых растворов, для снижения темпа наработки глинистого раствора в интервале из-под кондуктора, как стабилизатор структурных и фильтрационных понизителей бурового раствора при повышенной температуре. Термостойкость + 200оС.

ГКЖ не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется трехкратное разбавление водой товарной ГКЖ.

Оптимальный расход – 3 — 5 л/м³

Ингибирующая противосальниковая антиприхватная смазывающая добавка

«Биоминг»марки ДТ– представляет собой смесь природных высших жирных кислот

и сополимеров окиси этилена и пропилена. Применяется в основном для предотвращения сальникообразования при бурении под кондуктор.

Оптимальный расход – 3 — 5 л/м³.

Обработка бурового раствора

При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые четвертичные отложения Верхнепермские отложения, которые представлены чередованием глин, песчаников с прослоями известняков и мергелей. Отмечаются осыпи и обвалы стенок скважины, поглощение бурового раствора (до 120 м³/час.), а также Кунгурский, Артинский и Сакмарский ярусы, представленные известняками, доломитами. По технологии ОАО “Удмуртнефть” бурение под кондуктор до глубины ведется на пресной глинистой суспензии, нарабатывающейся за счёт выбуренной породы в процессе углубления скважины. При достижении условной вязкости промывочной жидкости не менее 20 сек. производится обработка её химреагентами (КМЦ-800, КССБ-2М, сода кальцинированная, пеногаситель). В качестве пеногасителя, а так же в целях усиления антиприхватных, смазывающих и ингибирующих свойств, используется «Реапен-1408». Как вариант– бурение под направление и кондуктор на глинистом буровом растворе, при этом необходимое количество глинопорошка зависит от требующейся расчётной плотности.

Для предотвращения поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор в раствор может быть введен кольматант-наполнитель (например, целлотон в количестве 0,5-1% от объема раствора).

При потенциальном наличии интенсивных поглощений бурение под направление осуществляется на вязком глинистом буровом растворе с использованием бентонитового глинопорошка (100-150 кг/м³). При необходимости, для придания структуры естественной глинистой суспензии (при бурении под кондуктор) в неё также вводится бентонитовый глинопорошок (до 50-70 кг/м³).

Проектом предусмотрено бурение под направление и кондуктор на растворе плотностью 1,10-1,16 г/см³.

Раствор после окончания бурения под кондуктор собирается в емкости и используется при бурении следующих скважин куста либо утилизируется по технологии, указанной в настоящем проекте.

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4], требованиями к буровому раствору

— обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта,

-безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

Проектом предусматривается (в соответствии с технологией, принятой в ОАО “Удмуртнефть”) бурение из-под кондуктора на минерализованной пластовой воде (естественной промывочной жидкости – ЕПЖ) плотностью 1,12-1,14 г/см³ (согласно ПБНиГП) с переходом перед продуктивным пластом на минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор (МКБПБР) плотностью 1,14 г/см³.

Минерализованный крахмально-биополимерный раствор применяется при строительстве скважин на месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”.

Раствор на основе минерализованной пластовой воды, в ней растворяется модифицированный крахмальный реагент («Реамил», «Амилор», «ПолиКР-Ф»), основным назначением которого является снижение фильтратоотдачи, регулирование условной вязкости бурового раствора и увеличение вязкости его фильтрата.

Биополимер («Гаммаксан», «Гламин», «Поликсан») выполняет роль структурообразователя, понизителя фильтрации, регулятора реологических свойств раствора. Смазочная добавка («Смад-АСН», «Биолуб LVL») за счет содержащихся в реагенте ПАВ повышает качество вскрытия продуктивных пластов, снижает коэффициент трения как в системе «металл-порода», так и в системе «металл-металл». В качестве пеногасителя, а так же в целях усиления антиприхватных, смазывающих и ингибирующих свойств, используется «Реапен-1408», бактерицида – «Atren Bio», кольматирующей и утяжеляющей добавки CaCО₃. Для ингибирования глинистых сланцев буровой раствор обрабатывается регентом «Atren CI».

Раствор готовится по технологии Заказчика на кустовой площадке.

При кустовом бурении после окончания бурения скважины часть раствора (объём сохранения раствора определяется экономико-технологической целесообразностью и наличием запасных ёмкостей) подвергается очистке и хранится в запасных емкостях, затем используется при бурении следующих скважин. При экономической нецелесообразности транспортировки раствора на новую буровую площадку он утилизируется по технологии, описанной в соответствующем разделе проекта.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар. Рецептуры обработки бурового раствора предложены Заказчиком.

буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами — патент РФ 2290426

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам. Технический результат — получение экологически малоопасного морозоустойчивого малокомпонентного состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью, а также улучшенной смазочной способностью. Буровой раствор без твердой фазы содержит, мас.%: понизитель фильтрации — карбоксиметилцеллюлозу 0,8-1,2, ингибирующую и утяжеляющую добавку — хлористый натрий NaCl 5,0-25,0, структурообразователь — ксантановый биополимер Kem X 0,3-0,4, смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ 0,1-0,2, воду остальное.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам.

Известен буровой раствор без твердой фазы, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, ксантановый биополимер (Kem X), хлористый натрий и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.% (/1/ наиболее близкий аналог):

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Хлористый натрий (NaCl)	5,0-25,0
Ксантановый биополимер (Kem X)	0,3-0,4
Вода	остальное

Данный буровой раствор обладает превосходными несущими и удерживающими свойствами как в динамическом, так и в статическом состоянии.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, являются неудовлетворительные триботехнические свойства, что особенно опасно при бурении глубоких наклонно направленных скважин с большим отклонением от вертикали и горизонтальных скважин.

Технический результат — получение экологически малоопасного морозоустойчивого малокомпонентного состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью, а также улучшенной смазочной способностью.

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации — карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку — хлористый натрий NaCl, структурообразователь — ксантановый биополимер Kem X и воду, дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	остальное

БИОЛУБ LVL — смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-001-74614597-04.

ГЛИТАЛ — смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот и полиалкиленгликолей, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-019-32957739-01.

Смазочные добавки используются в соотношениях БИОЛУБ LVL: ГЛИТАЛ 1:1, 2:1, 1:2. Технический результат достигается совместным использованием двух добавок.

Смазочные добавки способствуют снижению внутрискважинных сил трения, совместимы со всеми реагентами, применяемыми для химической обработки заявляемого бурового раствора. Всего 1,0-2,0 кг/м³ требуется для достижения высоких смазочных свойств данного состава бурового раствора. Предлагаемые для введения в состав бурового раствора смазочные добавки обладают всеми основными требованиями, предъявляемыми к ним:

— адсорбироваться на глинистых поверхностях и трущихся элементах бурильного инструмента;

— сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор;

— не подвергаться гидролизу или реакциям разложения в водной среде и не оказывать отрицательного воздействия на показатели бурового раствора;

— не загрязнять окружающую среду.

Кроме того, использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы, в частности Tyiose ЕС-7, повышает его термостойкость до 140°С, а наличие высококачественного ксантанового биополимера Kem X обеспечивает достаточные псевдопластические свойства, высокую удерживающую и выносящую способность. При этом NaCl не только обеспечивает необходимую плотность раствора и его морозоустойчивость, но и предотвращает биодеградацию смазочных добавок БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, полимеров Kem X и Tyiose EC 7. Следовательно, использование бактерицидов в составе бурового раствора не обязательно.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют биополимер Kem X и понизитель фильтрации Tyiose EC 7. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят хлористый натрий (NaCl) и смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Замеры параметров производятся в соответствии с СТП 103-99: плотность — пикнометром, смазочную способность — на приборе фирмы OFI, США (EP/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 МПа, условную вязкость — воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации — на фильтре-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость — вискозиметром Fann. Поскольку основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое и свойствами жидкости при высоких скоростях (например, при истечении из насадок долота), дополнительно на вискозиметре Брукфельда замеряется вязкость при низких скоростях сдвига — 0,051 сек»¹(ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта определяется по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDTES-1 GO-140.

Составы бурового раствора, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8
Хлористый натрий NaCl	5,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:1)	0,1
Вода	93,8

Пример 2

Карбоксиметилцеллюлоза	1,0
Хлористый натрий NaCl	15,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,35
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (2:1)	0,15
Вода	83,5

Пример 3 (максимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,2
Хлористый натрий NaCl	25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:2)	0,3
Вода	73,1

Предложенный буровой раствор при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов обладает требуемыми технологическими свойствами, превосходными несущими свойствами и дополнительно высокими смазочными свойствами, как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига, низкое пластической вязкости, высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС) и низкий коффициент трения пары «металл-металл», обеспечивающий минимальное внутрискважинное трение при бурении скважин.

Использование предложенного бурового раствора.

Бурение скважины до кровли продуктивного пласта может осуществляться на любом традиционно используемом буровом растворе. В пробуренную скважину спускается техническая обсадная колонна и цементируется в соответствии с действующими регламентами. Для бурения в интервале продуктивных пластов (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку, на 2/3 заполненную водой, вводят расчетное количество биополимера и карбоксиметилцеллюлозы и перемешивают до полного растворения. Затем добавляю необходимое количество NaCl. После растворения готовый биополимерный раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под технической колонны начинают на приготовленном биополимерном растворе. В процессе бурения биополимерный раствор обрабатывается смазочными добавками БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ до концентрации, обеспечивающей коэффициент трения 0,07-0,14 в зависимости от технологических требований. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением смазочной добавки и водных растворов биополимера и карбоксиметилцеллюлозы.

Технико-экономическая эффективность.

1. Обеспечение высокой смазочной способности за счет низкого коэффициента трения бурового раствора при бурении горизонтальных и сильно искривленных (пологих) скважин, где потенциально велики энергозатраты на преодоление сил трения колонны труб о стенки скважины.

2. Снижение или даже полное исключение осложнений, связанных с прихватами бурильного инструмента. Это обеспечивается рядом факторов, в том числе и за счет дополнительного заявляемого фактора в области повышения смазочной способности бурового раствора, взаимно усиливающих друг друга за счет синергетического эффекта. Во-первых, система не содержит твердой фазы и, следовательно, отсутствует абразивное трение. Во-вторых, водная основа минерализована, то есть система эффективно ингибирует процесс гидратации глинистой составляющей коллектора, сохраняя устойчивость пород, склонных к обвалообразованию. В-третьих, благодаря свойствам биополимера и высоким значениям ВНСС, фильтрация бурового раствора в пластовых условиях отсутствует или кратковременна, что резко снижает вероятность прилипания бурильного инструмента за счет перепада давления. Кроме того, данный фактор обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. В-четвертых, система содержит специальные смазочные добавки, адсорбируемые на стенках скважины, металлических трущихся поверхностях бурового инструмента, за счет чего резко снижается внутрискважинное трение бурильного инструмента и липкость полимерглинистой корки. Все вышеуказанные факторы в совокупности обеспечивают уникальные противоприхватные способности заявляемого раствора.

3. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышения смазочной способности биополимерного раствора и отсутствия в системе раствора твердой тинистой фазы.

4. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора проведены при бурении более пятидесяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Все скважины пробурены без осложнений, механическя скорость бурения и проходка на долото в среднем возросли соответственно на 36% и 28%.

ИСТОЧНИК ИНФОРМАЦИИ

/1/ ПАТЕНТ RU №2208033 Буровой раствор без твердой фазы. / Маслов Ю.Н., Щавелев Н.Л., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Проводников Г.Б., Диниченко И.К. по заявке №2001105228 от 23.02.2001, приоритет от 23.02.2001, опубл. 10.07.2003, бюл. №19

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации — карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку — хлористый натрий NaCl, структурообразователь — ксантановый биополимер Kem X и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	Остальное

Химреагенты используемые для обработки — Мегаобучалка

Бурового раствора в СУБР-1

Poly Kem D

Полиакриламид ингибитор, флокулянт, структурообразователь.

Необходимо поддерживать требуемую концентрацию полимера.

Праестол 2540Н

Полиакриламид ингибитор, структурообразователь, флокулянт высокомолекулярный сополимер акриламида и акрилата натрия линейного строения и по результатам лабораторных исследований его действие на технологические свойства бурового раствора идентично Poly Kem D при некотором увеличении показателя устойчивости глинистых сланцев. Фирма производитель КЕМ TRON. Снижение фильтрации, повышение вязкости пресных глинистых растворов.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)

КМЦ Камцел 1000-Экстро, КМЦ-FINNFIX

Понизитель фильтрации буровых растворов. Дополнительное значение: Повышение структурно-механических показателей

Нитрилотриметилен-фосфоновая кислота(НТФ)

Обладает свойствами сильной кислоты, не вызывает пенообразования. Содержит незначительное количество хлористого водорода.

Увеличивают сроки схватыванияцемента в широком диапазоне темеператур +30-210°С

Каустическая сода

Каустическая сода вызывает резкое увеличение скорости и периода набухания глин за счет пептизации. Рекомендуется в небольших количествах для приготовления буровых растворов из бентонитового глинопорошка. Большое содержание каустика в буровом растворе может привести к повышению вязкости и водоотдачи, вызываемых явлениями коагуляции. Поэтому не рекомендуется добавлять каустик непосредственно к буровому раствору. В процессе циркуляции каустик быстро адсорбируется стенками скважин и выбуренной породой, что негативно отражается на устойчивости стенок ствола скважины и вызывает наработку мелкодисперсного шлама.

Гивпан

ГИВПАН-гидролизованное волокно полиаклонитрильное, относится к ряду акриловых водорастворимых полимеров.

ГИВПАН совместим с другими реагентами, применяемыми для химической обработки буровых растворов в ПО Сургутнефтегаз. Технология применения реагента ГИВПАН при бурении под кондуктор. Бурение интервала под кондуктор производится с использованием глинистого раствора, оставшегося после бурения предыдущей скважины куста или приготовленной из бетонитового глинопорошка.

Предназначен для использования в качестве стабилизатора буровых растворов. Количество добавляемых в раствор реагентов может быть увеличено или уменьшено в зависимости от реологических, фильтрационных показателей раствора и липкости глинистой корки.

Гипан

Гидролизованный полиакронитрил, предназначен для снижения показателя фильтрации буровых растворов. Бурение интервала под кондуктор производится с использованием глинистого раствора, оставшегося после бурения предыдущей скважины куста или приготовленной из бетонитового глинопорошка. Вязкая жидкость от желтого до темно-коричневого цветов. Количество добавляемых в раствор реагентов может быть увеличено или уменьшено в зависимости от реологических, фильтрационных показателей раствора и липкости глинистой корки.

Применение гипана в зимнее время затруднено из-за возможного его замерзания. Хорошо защищает буровые растворы от агрессивного воздействия минерализации. (сульфата натрия, хлористого натрия).

Кальций хлористый технический

Ускорение сроков схватывания цемента.

Барит

Концентрат баритовый – утяжелитель.

ГКЖ

Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость – водо-спиртово-щелочный раствор светло желтого цвета. Основное назначение ГКЖ – снижение липкости глинистой корки с целью уменьшения сил сопротивления при движении бурильного инструмента.

Глина

Глинопорошки ПБМБ (порошок бентонитовый модифицированный группы Б) и ПБМВ (порошок бентонитовый модифицированный группы В) используются в качестве сырья для приготовления и утяжеления промывочных жидкостей.

СРЖН

Жир рыбий сульфированный натуральный нейтральный представляет собой продукт обработки жира рыбьего технического или смеси его с продуктами переработки сыталого масла, или масел растительного происхождения.

Биолуб

Композиция природных жирных кислот и ПАВ. Смазочная добавка БИОЛУБ LVL представляет собой композицию высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров обладающих значительным гидрофобизирующим эффектом. Экологически безопасная композиция (4 класс опасности). Выпускается ОООНПО «Полибент» по ТУ 2458-001-74614597-04.

КЕМ Х

Высококачественный биополимер, производимый зарубежной фирмой KEM TRON обеспечивает требуемые реологические, удерживающие и выносящие свойства раствора, снижает зону вторжения раствора и фильтрата в пласт. Полностью биоразлагаем, растворим в кислотах.

Ксантановая смола

Высококачественный биополимер обеспечивает требуемые реологические, удерживающие и выносящие свойства раствора, снижает зону вторжения раствора и фильтрата в пласт. Полностью биоразлагаем, растворим в кислотах.

Алюминий сернокислый (коагулянта АL₂(SO₄)₃

Для блока коагуляции и флокуляции.

Праестол 2300

Полиакриламид ингибитор, структурообразователь, флокулянт. Для блока коагуляции и флокуляции.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока жидкости из горизонта (пласта), Приток жидкости в скважину возможен только тогда, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважины заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются разными способами в зависимости от характеристики пласта, величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Поэтому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины, со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

уровней английского языка Описание CEFR- A1, A2, B1, B2, C1, C2 Уровень английского языка Описание CEFR- A1, A2, B1, B2, C1, C2

TrackTest English Test использует для оценки популярный стандарт CEFR (Общеевропейская система ссылок на языки) .Шесть эталонных уровней английского языка широко признаны в качестве глобального стандарта для оценки уровня владения языком.

CEFR уровни английского языка используются во всех современных книгах по английскому языку и в школах английского языка. Рекомендуется использовать уровни CEFR в резюме (резюме, CV, Europass CV) и других ссылках на уровни английского языка. Мы перечисляем здесь дескрипторов CEFR для уровня владения языком с приблизительным эквивалентом других глобальных схем оценки английского языка — Cambridge ESOL, тесты канадского языка / канадская программа определения уровня владения английским языком (CLB / CELPIP), канадская оценка академического английского языка (CAEL) , BULATS, IELTS и TOEFL.

Описание уровней английского языка:

Определите свой уровень с бесплатным тестом по английскому языку

Уровни — английский Основной пользователь

тест по английскому языку A1 (для начинающих)

Может понимать и использовать знакомые повседневные выражения и очень простые фразы, направленные на удовлетворение потребностей конкретного типа.Может представлять себя и других и может задавать и отвечать на вопросы о личных данных, таких как, где он / она живет, люди, которых он / она знает, и вещи, которые он / она имеет. Может взаимодействовать простым способом, если собеседник говорит медленно и четко и готов помочь.

Запустите бесплатный тест для начинающих по английскому языку A1.
Аналогично баллам Кембриджа БУЛАТС 10–19, «Молодые ученики» (YLE) Movers.

тест по английскому языку A2 (элементарный английский)

Может понимать предложения и часто используемые выражения, относящиеся к наиболее актуальным областям (например,грамм. очень основная личная и семейная информация, покупки, местная география, занятость). Может общаться в простых и рутинных задачах, требующих простого и прямого обмена информацией по знакомым и рутинным вопросам. Можно в простых терминах описать аспекты его / ее происхождения, ближайшего окружения и вопросы в областях, где это необходимо.

Запустите элементарный тест по английскому языку A2.
Аналогично сертификату Cambridge KEY (KET), баллы BULATS 20-39, CLB / CELPIP 4, флаеры YLE.

B уровни- английский независимый пользователь

тест по английскому языку B1 (средний английский)

Может понять основные моменты четкого стандартного ввода по знакомым вопросам, которые регулярно встречаются на работе, в школе, на отдыхе и т. Д.Может иметь дело с большинством ситуаций, которые могут возникнуть во время поездок в районе, где говорят на языке. Может создавать простой связанный текст по темам, которые знакомы или представляют личный интерес. Может описать события и события, мечты, надежды и амбиции и кратко объяснить причины и объяснения мнений и планов.

Запустите промежуточный тест по английскому языку B1.
Аналогично предварительному экзамену Cambridge (PET), предварительному экзамену BEC, баллам BULATS 40-59, CLB / CELPIP 5, CAEL 50, IELTS level 4, английскому TOEFL, 57-86 баллов.

Английский тест B2 (Upper-Intermediate)

Может понимать основные идеи сложного текста как по конкретным, так и по абстрактным темам, включая технические дискуссии в своей области специализации. Может взаимодействовать со степенью беглости и спонтанности, что делает возможным регулярное взаимодействие с носителями языка без напряжения для любой из сторон. Может дать четкий, подробный текст по широкому кругу вопросов и объяснить точку зрения на актуальную проблему, давая преимущества и недостатки различных вариантов.

Начать тест по английскому языку с уровня выше среднего B2.
Аналогично первому сертификату Cambridge — английский сертификат FCE, BEC Vantage, баллы BULATS 60-74, CLB / CELPIP 6-7, CAEL 60, уровни IELTS 5-6, TOEFL 87-109.

Уровни C — Профессиональный Английский Пользователь

тест по английскому языку C1 (продвинутый английский)

Может понимать широкий спектр требовательных, длинных текстов и распознавать скрытое значение. Может выразить себя свободно и спонтанно, без особого поиска выражений.Может гибко и эффективно использовать язык в социальных, академических и профессиональных целях. Может создавать четкий, хорошо структурированный, подробный текст по сложным предметам, показывающий контролируемое использование организационных моделей, соединителей и связанных устройств.

Запустите расширенный тест по английскому С1.
Аналогично Cambridge Advanced (CAE), BEC Higher, баллы BULATS 75-89, CLB / CELPIP 8-9, CAEL 70, уровень IELTS 7, TOEFL 110-120, TOEIC, балл 880.

тест по английскому языку C2 (знание)

С легкостью понимает практически все, что слышит или читает.Может суммировать информацию из разных устных и письменных источников, воссоздавая аргументы и счета в последовательной презентации. Может выразить себя спонтанно, очень бегло и точно, различая более тонкие оттенки смысла даже в более сложных ситуациях.

Начать тест на знание английского языка C2.
Аналогично Кембриджскому владению английским языком (CPE), баллы BULATS 90–100, CLB / CELPIP 10–12, CAEL 80–90, экзамен IELTS 8–9.

Определите свой уровень с бесплатным тестом по английскому языку

уровней — iRO Wiki

Обзор

Сильные стороны и способности каждого персонажа измеряются двумя типами уровней: базовый уровень и уровень задания. Чтобы повысить базовый уровень или уровень работы персонажа, он должен заработать очки базового опыта или очки опыта работы соответственно. Основным способом получения очков опыта «EXP» является убийство монстров, хотя есть несколько альтернатив, таких как выполнение квестов с наградами EXP или выкуп медалей Hugel.

Базовый уровень

, часто сокращенно обозначаемый как «BLv», «BaseLV», «LV», «LVL» или просто называемый «уровнем» персонажа, является основным и самым широким измерением роста персонажа в Ragnarok Online. Каждый раз, когда персонаж получает определенное количество базового опыта, его базовый уровень увеличивается, и персонажу присваивается определенное количество статусных очков, которые можно использовать для повышения его статистики. Каждый базовый уровень требует экспоненциально большего количества базового опыта, баллов, что приводит к нетипично крутой кривой роста, которая отличает RO от многих других MMORPG.

Персонажи начинаются с Базового уровня 1 и могут достигать уровня Базового уровня 175. Из-за максимального ограничения Базового уровня игроки должны тщательно сбалансировать свою статистику, чтобы они были должным образом распределены к тому времени, когда они достигнут 175, и не могут зарабатывать больше статусных очков. Каждый раз, когда персонаж умирает, он теряет количество базового опыта, равное 1% для подписчиков и 3% для неподписанных игроков, базового опыта, необходимого для их следующего уровня, за исключением случаев смерти на арене PvP, внутри WoE замки (обратите внимание, что вы теряете опыт, если вы умрете в подземельях гильдии, даже если вас убивают другие игроки), в большинстве городов и в небольшом ассортименте других карт, которые обычно связаны с квестами.

Помимо статусных очков, заработанных с каждым базовым уровнем, существует ряд других преимуществ для повышения вашего базового уровня. Например:

Резкое увеличение HP и SP получается для каждого уровня.
Базовый уровень персонажа добавляется в его HIT для определения точности.
Базовый уровень персонажа добавляется в его FLEE для определения скорости уклонения.
Увеличивает силу многих умений при увеличении базового уровня, например, Heal.
На уровне 99 спрайт персонажа будет прославлен эффектом «ауры».
На уровне 175 спрайт персонажа будет прославляться большим золотым эффектом «ауры».
Повышение уровня персонажа-новичка до базового уровня 45 позволяет им стать супер-новичком.
Многие экипируемые предметы имеют предпосылку Базового уровня, чтобы предотвратить использование очень мощных предметов очень низкоуровневыми персонажами для получения несправедливого преимущества.
Некоторые квесты имеют предпосылки базового уровня или предлагают лучшие награды за опыт более высокоуровневым персонажам.
В некоторых подземельях есть предпосылки базового уровня.

См. Также: Диаграмма базового опыта — перечисляет количество базового опыта, необходимое для достижения каждого базового уровня.

Уровень работы

Уровень задания, часто сокращаемый до «JLv», «JobLV», «JLVL» или просто называемый «заданием» персонажа, является вторичным измерением прогрессии персонажа в RO и тесно связан с классом персонажа. Каждый раз, когда персонаж получает определенное количество опыта работы , его уровень работы увеличивается, и персонажу дается одно очко навыка, которое можно использовать для изучения нового навыка (в зависимости от того, какие навыки доступны для его класса) или развить навык, который они уже изучили (часто открывая новые навыки).Каждый уровень работы требует экспоненциально большего количества очков опыта работы, и многие монстры дают значительно меньший объем опыта работы, чем базовый опыт, когда их убивают, что часто приводит к гораздо более медленной скорости роста уровня работы, чем рост базового уровня.

Все персонажи начинаются с уровня задания 1, и каждый раз, когда персонаж переходит от одного класса к другому, уровень его задания сбрасывается до 1. Как новичок или новичок высокого уровня, персонаж может достичь уровня задания 10, после чего он готов перейти на первый класс или высокий первый класс.(Обратите внимание: класс Супер Новичок не является ни Первым классом, ни Высшим первым классом. Чтобы стать Супер Новичком, персонаж должен достигнуть Базового уровня 45 как Новичок.) После перехода в Первый класс или Высокий Первый класс персонаж может достигнуть 50-го уровня заданий, хотя он может перейти в свой второй или трансцендентный второй класс, как только достигнет 40-го уровня. Продвижение после 40-го уровня имеет ряд преимуществ, в том числе:

Дополнительное очко навыков за каждый уровень работы после 40.
На рабочем уровне 50, освобождение от некоторых частей квестов второго уровня для смены работы. (Например, маг 50-го уровня задания не требуется для сбора предметов в рамках квеста «Изменение задания мастера».)
На уровне задания 50 — бонусы или награды после выполнения заданий по смене задания второго класса. (Например, лучник 50-го уровня задания может заказать специальное оружие инструментального класса после выполнения квеста «Смена задания барда».)
Для перехода в третий класс требуется только базовый уровень 99 и уровень квалификации 50.Изменение на более высоком уровне работы дает больше очков навыков, которые можно потратить на навыки второго класса и трансцендентности.
Максимальные уровни работы:

Из-за максимального ограничения уровня заданий игроки должны осторожно использовать свои очки умений, чтобы они правильно распределялись к моменту достижения максимального уровня заданий и не могли больше зарабатывать очки умений. Каждый раз, когда персонаж умирает, он теряет количество опыта работы, равное 1% для игроков VIP и 3% для игроков, не являющихся игроками, опыта работы, необходимого для их следующего уровня, за исключением случаев смерти на арене PvP внутри WoE. замки (как и в случае с базовым опытом, смерть в подземельях гильдии приводит к потере 1% / 3% опыта работы), в большинстве городов и в небольшом ассортименте других карт, которые обычно связаны с заданиями.

Нейрализатор (предмет магазина Кафры) может сбросить навыки персонажа. Однако, если персонаж сменил работу до достижения максимума (например, работа 70 для трансцендентного класса), он никогда не сможет восстановить эти дополнительные очки навыка, даже после использования Neuralizer для сброса своих навыков.

Помимо Очков навыков, заработанных с помощью Уровней Работы, есть ряд других преимуществ для повышения вашего Уровня Работы. Например:

Персонаж получает бонусы к своей статистике на определенных уровнях работы, в зависимости от его класса.
Многие алгоритмы игры используют уровень задания как фактор, в том числе:

См. Также: Диаграмма опыта работы — список количества опыта работы, необходимого для достижения каждого уровня работы.

Превосходство / Перерождение

После того, как персонаж достигает Базового уровня 99 и Уровня заданий 50, он может выполнить короткий квест, чтобы «превзойти» или «Возрождение» своего персонажа, что приведет к сбросу персонажа на Базовый уровень 1 и Уровень задания 1, а также к сбросу всех Статов. 1, удалите все Навыки и сбросьте задание персонажа на Высшего Новичка.Как трансцендентный персонаж, процесс прокачки начинается снова, на этот раз требуется значительно больше опыта, чтобы заработать каждый уровень.

По мере роста возрождающегося персонажа он может в конечном итоге достичь максимального базового уровня 99, а после перехода в превосходный второй класс — максимального уровня задания 70. Превосходящие персонажи получают множество преимуществ, в том числе:

Бонус 25% к их максимальному HP и SP
Новые навыки доступны только для превосходных персонажей второго класса
Максимальный уровень задания для их второго класса, который на 20 уровней выше, чем могут достичь непревзойденные персонажи, поэтому:
- 20 дополнительных Очков Навыков
- Статус бонусов за 20 дополнительных уровней работы
Аура, окружающая спрайта трансцендентного персонажа 99-го уровня, ярче, чем у обычного персонажа 99-го уровня, а пузырьки фиолетового цвета вместо голубого.

Для получения дополнительной информации, пожалуйста, см. Статью: Transcendent

Руководство по процессу перерождения см. В статье: Прохождение перерождения

Выравнивание

Основным способом получения опыта в Ragnarok Online является убийство монстров, хотя некоторые игровые квесты предлагают награды за опыт. Есть несколько уровней прокачки на выбор, в зависимости от типа персонажа, которого вы играете.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Контроль параметров бурового раствора

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Описание уровней английского языка:

Определите свой уровень с бесплатным тестом по английскому языку

Уровни — английский Основной пользователь

тест по английскому языку A1 (для начинающих)

тест по английскому языку A2 (элементарный английский)

B уровни- английский независимый пользователь

тест по английскому языку B1 (средний английский)

Английский тест B2 (Upper-Intermediate)

Уровни C — Профессиональный Английский Пользователь

тест по английскому языку C1 (продвинутый английский)

тест по английскому языку C2 (знание)

Определите свой уровень с бесплатным тестом по английскому языку

уровней — iRO Wiki

Обзор

Базовый уровень

Уровень работы

Превосходство / Перерождение

Выравнивание

Добавить комментарий Отменить ответ