Основные свойства буровых растворов

Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:

Вязкость

Высокая вязкость требуется для:

Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:

Плотность

Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.

Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:

Водоотдача

Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.

Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.

Химические свойства

Химические свойства влияют на:

Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.

Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.

Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.

Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;

Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.

Измерения (химические анализы фильтрата):

pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.

Содержание твердой фазы

Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).

Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.

Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:

Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.

Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.

Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.

Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.

Измерительные приборы и измерения:

Заполнение журнала по буровому раствору

Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.

© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.

Источник

Показатели свойств буровых растворов

Ареометр АГ-ЗПП (рисунок 26) состоит из мерного стакана 5, поплавка 4 со стержнем 3 и съемного грузика 6; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 1, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Рисунок 26. Ареометр АГ-ЗПП

2- ведерко для воды

Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром.

Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше времени потребуется для его вытекания.

Рисунок 27. Стандартный вискозиметр СПВ-5

Рисунок 28. Прибор для определения показателя

11-чашка для фильтра

Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Единица измерения водоотдачи – см 3 /30 мин. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 (рисунок 28).

Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 5 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 8, до его открытия фильтрация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр.

В цилиндр 3 входит плунжер 1 с грузом-шкалой 2, создающей давление 0,1 МПа.

Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 4. После создания давления открывается канал 8 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза опускается. Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах.

Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.

В условиях лаборатории для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Прибор Вика (рисунок 29) состоит из цилиндрического стержня 1, свободно перемещающегося во втулке 5 и укрепленного на станине 8. Ось стержня перпендикулярна к плите 9 станины 8. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка 6. На стержне укреплен указатель 3, а на станине—шкала 4 с делениями от 0 до 40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2. В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера диаметром 10 мм.

Рисунок 29. Прибор Вика для определения

толщины фильтрационной корки

Стеклянную пластинку с помещенной на ней фильтром с коркой глины кладут на плиту 9. Перед тем как провести замер, указатель прибора 3 устанавливают на нуль и затем, придерживая стержень рукой, измеряют толщину корки в шести точках во взаимно перпендикулярных направлениях. По полученным шести замерам определяют среднюю толщину корки в миллиметрах.

Для определения статического напряжения сдвига пользуются специальным прибором СНС-2 (рисунок 30), основанным на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Рисунок 30. Прибор СНС-2 для измерения

статического напряжения сдвига:

4-трубка для защиты проволоки;

5 – электродвигатель с редуктором;

В стакан 3 заливают 120 см 3 предварительно хорошо перемешанного глинистого раствора. При этом надо следить, чтобы уровень раствора в стакане совпадал с верхним основанием цилиндра 2 после его погружения в раствор. Нулевое деление калибровочного диска 6 устанавливают против указателя 8. Затем раствор оставляют в покое в течение 1 мин, после чего включают электродвигатель 5, который через передачу медленно вращает столик 7 и установленный на нем стакан 3 с глинистым раствором. Вследствие взаимодействия между стенками цилиндра и жидкостью подвесной цилиндр 2 вращается вместе с жидкостью, а стальная проволока, на которой подвешен цилиндр, закручивается и оказывает сопротивление его вращению. Когда сила сопротивления, стремящаяся вернуть проволоку в исходное положение, будет равна предельному статическому напряжению сдвига, умноженному на величину соприкасающейся с жидкостью поверхности цилиндра, наступает равновесие двух противоположно направленных сил и вращение цилиндра прекращается.

Содержание песка. Металлический отстойник ОМ-2 (рисунок 31) представляет собой цилиндрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка 4 объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка 1, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (при заполнении до краев объем ее составляет 50 мл).

Рисунок 31. Отстойник ОМ-2

4 – сменная пробирка

Значение рН определяют либо колориметрическим путем (но окраске индикатора), либо электрическим путем.

Сущность колориметрического метода заключается в изменении цвета лакмусовой бумаги с красного на фиолетовый, а затем на синий по мере роста рН от 5 до 9. Применение колориметрического метода затруднительно вследствие непрозрачности глинистых растворов. Точные измерения рН следует проводить электрическим методом.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора ρ б.р выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ б.р должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 3.2 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К, (проектного или фактического).

Глубина скважины
(интервал), м

для нефтена-
сыщенных
пластов

для газоносных, газоконденсатных пластов,
а также пластов в неизученных
интервалах разведочных скважин

К указанному в табл. 3.2 значению репрессии добавляется величина

Cуммарная репрессия на пласт

Величину ρ б.р необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

ρ б.р =(ρ пл +∆ρ Σ )/gH (3.3)

Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощения.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

(3.4)

Рациональная плотность аэрированною бурового раствора вычисляется из уравнения

(3.5)

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением.

Источник

Плотность буровых растворов

В статье мы рассмотрим следующие темы касающиеся плотности или удельного веса бурового раствора:

Как измерить плотность бурового раствора

Я знаю 2 способа замера: ареометр и весы Вестфаля. В этом видео показан способ замера ареометром(смотреть с 10:07):

Правда там без объяснения, но в целом так: наливаем в чашку ареометра раствор, закрываем и бросаем ареометр в воду. На шкале ареометра будет показана плотность.

Вот видео по весам Вестфаля(на английском, но что есть), смотрим с 0:20:

Я ареометром не пользовался, мне ближе весы Вестфаля, выглядят они так(боевая фотка с полей):

Конечно весы могут отличаться по фирме производителя, виду, цвету.

Тарирование весов Вестфаля

Если показания вас сильно смущают, то не поленитесь и оттарируйте весы, даже если вы недавно их тарировали. На своем опыте обжигался, когда обнаруживал заметный рост и не мог понять причину, а виной был намерзший кусочек льда).

На что обратить внимание при замере плотности промывочной жидкости:

Как рассчитать количество утяжелителя

Плотность мерить умеем. Теперь нам нужно уметь рассчитывать количество утяжелителя для получения нужной плотности.

Для этого мы воспользуемся экселевским файлом с забитыми формулами. В этом файлике выбираем лист «Расчет утяжелителя» и там, кроме таблицы основного расчета будет таблица плотностей утяжелителей, выглядит она так:

Здесь мы видим плотности самых популярных утяжелителей и максимальную плотность, до которой можно утяжелится используя их.

Расчет смешивания растворов

Тут я напишу формулу и посчитаю сам:

ρ_{смешанного}=1,183 г/см 3

Используем экселевский файл выбираем лист смешивание(снизу)

Забиваем все белые ячейки, для нашего варианта получается так:

Как мы видим плотность и там и там одинакова, используйте удобный для вас способ.

Источник

«Функциональные свойства буровых растворов и методы их определения» (стр. 1 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3

4 ТЕМА: «Функциональные свойства буровых растворов и методы их определения»

Вопросы для изучения:

4.1 Плотность буровых промывочных жидкостей;

4.1.1. Определение плотности раствора ареометром АБР-1;

4.1.2 Определение плотности раствора рычажными весами

4.1.3 Определение плотности раствора пикнометром;

4.2 Структурно-механические свойства;

4.2.1 Определение статического напряжения сдвига на приборе СНС–2;

4.2.2 Определение СНС на ротационном вискозиметре ВСН-3;

4.2.3 Определение СНС на вискозиметре FANN;

4.3 Реологические свойства промывочных жидкостей;

4.3.1 Определение динамического напряжения сдвига, пластической и эффективной вязкости;

4.3.1.1 Определение hпл, t0, hэф на ротационном вискозиметре ВСН-3;

4.3.1.2 Определение hпл, t0, hэф на 8- и 12-скоростном вискозиметре FANN;

4.3.2 Определение условной вязкости вискозиметром ВБР-1;

4.3.3 Определение условной вязкости с помощью воронки Марша;

4.4 Фильтрационные и коркообразующие свойства;

4.4.1 Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6;

4.4.2 Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе Фильтр-пресс ФЛР-1;

4.4.4 Определение фильтрации при повышенных температурах и давлениях;

4.4.5 Определение толщины и проницаемости фильтрационной корки;

4.4.6 Определение проницаемости фильтрационной корки;

4.5 Электрохимические свойства;

4.5.1 Определение водородного показателя электрометрическим методом;

4.5.2 Определение удельного электрического сопротивления;

4.6 Триботехнические свойства БПЖ;

4.6.2 Измерение коэффициента трения пары «бурильные трубы – фильтрационная корка»;

4.6.3 Определение cмазочных свойств БПЖ на приборе фирмы «Бароид»;

4.7 Ингибирующая способность;

4.7.1 Определение ингибирующих свойств бурового раствора по показателю увлажняющей способности;

4.7.2 Определение диспергирующей способности;

4.7.3 Определение коэффициента набухания глин и глинопорошков на приборе Жигача-Ярова.

Для проектирования технологии промывки скважин необходимо иметь четкие представления о всех свойствах буровых растворов, влиянии этих свойств на выполнение буровым раствором тех или иных функций, а также о существующих показателях и методиках оценки различных свойств буровых растворов.

Последнее имеет весьма важное значение и с позиций контроля качества бурового раствора в процессе бурения, задачей которого является получение объективной информации об отклонениях значений показателей относительно заданного регламента и принятие соответствующих мер по восстановлению (регенерации) свойств бурового раствора.

Контроль за свойствами БПЖ в процессе бурения необходим так же для анализа влияния свойств бурового раствора на технико-экономические показатели буровых работ с целью дальнейшего улучшения качества буровых растворов.

Важнейшими свойствами большинства типов буровых растворов являются следующие:

— структурно-механические, реологические, фильтрационно-коркообразующие, электрохимические и триботехнические свойства;

— содержание твердой фазы, коллоидных глинистых частиц, абразивных частиц (песка), нефти и газа;

— ингибирующая, консолидирующая (крепящая), недиспергирующая, закупоривающая и другие способности.

4.1 Плотность буровых промывочных жидкостей

Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости (Ргс)

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление рпл.

Различают нормальное (рплн), аномально высокое (рпла. в. ) и аномально низкое (рпла. н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления:

Kа = ,

Источник