Что такое снс в бурении

Обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

Плотность промывочной жидкости, содержащей газ, называют кажущейся, а плотность жидкости, не содержащей газа, истинной. Процесс измерения плотности основан на определении гидростатического давления на дно измерительного сосуда. Перед измерением промывочную жидкость пропускают через сетку вискозиметра ВБР-1.

Прибор АБР-1. В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора (рис. 6.2.).

Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза.

Кроме ареометра поплавкого типа для определения плотности бурового раствора может быть использован рычажный плотномер (рис 6.3.).

СТАБИЛЬНОСТЬ И СУТОЧНЫЙ ОТСТОЙ

Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.

Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 (рис. 6.4.), представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см 3 со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываем раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость. Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра.

Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше.

Эти параметры следует измерять при температурах, соответствующих температуре раствора в скважине.

· Вязкость – прокачиваемость, обусловленная внутренним трением в растворе

— Высокая вязкость – плохая очистка, рост давления

— Основное требование – низкая вязкость

— Измерение – воронка (сек), ротационный вискозиметр (Па*с)

· СНС и ДНС – характеристики прочности структуры раствора

— СНС – в покое, ДНС – в движении

— Основное требование – держать СНС в строгих пределах

· Фильтрация или водоотдача – способность проникновения фильтрата раствора в пласт и образования корки

— Высокая фильтрация – ухудшение проницаемости пласта, снижение устойчивости стенок

— Основное требование – снижение фильтрации, тонкая прочная корка

— Измерение прибором ВМ-6, ВГ-1М (см 3 /30мин)

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА

Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определенными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называют реологическими константами.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:

· на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента

· транспортирующую способность потока

· величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины

· величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в процессе бурения

· амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны

· интенсивность обогащения бурового раствора шламом

· скорость эрозии стенок скважин и др.

Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).

Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется выбором реологической модели.

t₀ — динамическое напряжение сдвига ДНС, дПа;

С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.

Дата добавления: 2015-04-15 ; просмотров: 3126 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Что такое снс в бурении

Понятие «Статическое напряжение сдвига»:
Статическое напряжение сдвига (прочность геля) – один из параметров пластической реологической модели Бингама – это один из наиболее важных параметров бурового раствора в бурении. Он указывает на скорость формирования и прочность геля, который образуется в растворе в состоянии покоя. Чем выше статическое напряжение сдвига – тем больше размер частиц, которые находятся во взвешенном состоянии в растворе и которые не осядут на забой скважины. Твердая фаза не будет оставаться во взвешенном состоянии без достаточного уровня прочности геля, определяющегося статическим напряжением сдвига. Напряжение сдвига измеряется при низкой скорости сдвига после того, как раствор отстоялся в течение некоторого периода времени. По стандартной процедуре API – это 10 секунд и 10 минут, хотя можно проводить измерения после 30 минут или 16 часов.

Исследование бурового раствора:
Измерение статического напряжения сдвига – это процедура проведения испытания. Существует два способа определения СНС:

1. Предписывает использовать прибор для определения СНС и набор гирь для измерения СНС бурового раствора (фунт/100 квадратных футов, либо кПа). Данная процедура обычно используется для оценки подвергнутого статическому старению образца бурового раствора, оставленного при высокой температуре на несколько часов. Прибор для определения СНС помещают на поверхность огеленного бурового раствора и добавляют гири до тех пор, пока прибор не погрузится до отмеченной глубины. Приложенный вес будет означать СНС данного образца бурового раствора.

2. Применение вискозиметра с прямыми показаниями. Данный инструмент называется так потому, что на заданной скорости, показания его шкалы отображают истинную вязкость в сантипуазах. Вычисление статического напряжения сдвига, как реологической модели Бингама, происходит по показаниям вискозиметра. СНС непосредственно считывается в виде показаний шкалы (фунт/100 квадратных футов).

Источник

Обязательные параметры

Лекция 4. Параметры бурового раствора и методы их контроля.

Параметры (показатели) бурового раствора, подлежащие контролю, можно разделить на 3 группы:

1. Параметры, контроль которых обязателен для всех скважин:

• Условная вязкость (УВ);

• Статическое напряжение сдвига (СНС);

• Показатель фильтрации (Ф);

• Толщина фильтрационной корки;

• Концентрация водородных ионов (рН);

• Концентрация твердых примесей (песка).

В случае использования специальных буровых растворов (ингибирующих, эмульсионных) необходимо контролировать:

• Состав фильтрата бурового раствора;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов);

• Концентрацию твердой фазы (общую и глинистую).

2. Специальные параметры, контроль которых обязателен для скважин с осложненными геологическими условиями (поглощения, нефте- газопроявления, высокая минерализация пластовых вод и др.). Эта группа включает:

• Фильтрацию при повышенных температурах (Ф);

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

• Пластическую вязкость (η_пл.);

• Содержание и состав твердой фазы;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

3. Факультативные параметры, дающие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Это:

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС) и пластическая вязкость (η_пл.) при повышенной температуре;

• Коэффициент трения корки (КТК).

По технологическому принципу свойства буровых растворов можно разделить на 5 групп:

• Условная вязкость (УВ);

• Статическое напряжение сдвига (СНС);

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

• Пластическая вязкость (η_пл.).

2. Показатели фильтрации и стабильности:

• Толщина фильтрационной корки;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

• Смазочная способность (коэффициент трения пары сталь-сталь);

• Коэффициент трения корки (КТК);

4. Показатели загрязнения:

5. Компонентный и химический состав:

• Содержание компонентов (глины, воды, утяжелителя, смазочных веществ и др.), а также различных ионов солей, общая минерализация и т. д.

Для измерения плотности могут быть использованы:

• Плотномер электронный ПЭ-1(принцип работы основан на измерении выталкивающей силы, действующей на погруженный в жидкость поплавок)

• Постоянная вискозиметра (время истечения 500 см 3 воды при температуре (20±5) °С,) с 15;

• Погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5;

• Объем воронки вискозиметра, см 3 700;

• Объем мерной кружки, см 3 500;

В воронку заливают 700 см 3 бурового раствора, измеряют время истечения 500 см 3 в секундах.

помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Пластическая вязкость зависит от вязкости дисперсионной среды и суммарного объема твёрдой фазы.

Для измерения используется резистивиметр РВ-1.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава.

Песком (П,%) считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины).

Отмытым песком (ОП,%) являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде.

Для определения содержания песка используется металлический отстойник ОМ-2.

Общее содержание песка определяют по формуле: N=2V₀,

Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.

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

Что такое снс в бурении

Буровые растворы запись закреплена

Реологические свойства растворов при низких скоростях сдвига и внсс
Развитие технологий направленного бурения, бурения с большим отходом забоя от вертикали и горизонтального бурения, а также использование биополимеров в составе буровых растворов существенно изменили представление о реологических параметрах растворов, необходимых для качественной очистки искривленного ствола скважины. В ходе проведения многочисленных лабораторных исследований и промысловых опытов было обнаружено, что показания вискозиметра Фанна при 3 и 6 об/мин имеют лучшую корреляцию с оценками качества очистки ствола скважины, чем значения динамического напряжения сдвига растворов. Кроме того, по результатам этих измерений можно оценивать способность растворов удерживать барит в динамических и статических условиях. Об этом подробнее рассказывается в главах, посвященных осаждению барита и очистке скважины от шлама. В дополнение к вышесказанному было обнаружено, что ВНСС, создаваемая сетью полимеров в системах с ксантановой смолой, способствуют значительному повышению качества очистки горизонтальных и наклонных участков ствола скважин и удержанию твердой фазы во взвешенном состоянии. ВНСС измеряется с помощью вискозиметра Брукфильда при скорости сдвига 0,3 об/мин (эквивалент 0,037 об/мин на ротационном вискозиметре).

Рис. 2 демонстрирует тот факт,что растворы, имеющие практически одинаковые вязкости при 3 и 6 об/мин ротора вискозиметра Фанна, могут очень сильно различаться по значениям ВНСС. Эти реологические значения при низком сдвиге заполняют пробел между традиционными динамическими измерениями пластической вязкости и ДНС и статическими измерениями СНС.

Тиксотропия и статическое напряжение сдвига
Тиксотропия — это свойство некоторых жидкостей образовывать внутреннюю трехмерную структуру в статических условиях,которая разрушается при сдвиге. Большинство буровых растворов на водной основе проявляют тиксотропные свойства благодаря присутствию электрически заряженных твердых частиц или полимеров, способных образовывать внутреннюю структуру. Значения статического напряжения сдвига, измеренные после 10 секунд и 10 минут выдержки раствора в покое,а в критических ситуациях после 30 мин, с помощью вискозиметра Фанна отражают степень тиксотропности раствора. Величина статического напряжения сдвига зависит от содержания и типа твёрдой фазы бурового раствора, времени выдержки раствора в покое, его температуры и химической обработки. Иными словами,все, что способствует или препятствует сближению и флокуляции частиц, будет усиливать или ослаблять тенденцию к структурообразованию.Скорость образования и прочность внутренней структуры бурового раствора важны для удержания в растворе выбуренной породы и материала-утяжелителя. Требования к значениям статического напряжения сдвига исходят именно из удовлетворения данной способности бурового раствора. При этом избыточная прочность структуры раствора (т. е. выше необходимой для обеспечения удержания шлама и материала утяжелителя) недопустима. Избыточно высокое статическое напряжение сдвига бурового раствора является причиной следующих осложнений:

Удержания воздуха или пластового газа в растворе.
Избыточного давления на насосах и в скважине при восстановлении циркуляция раствора после спускоподъёмной операции.
Снижения эффективности работы оборудования системы очистки раствора.
Сильного поршневого эффекта(депрессии) в кольцевом пространстве скважины при подъеме бурильной колонны.
Высокой репрессии на стенки скважины при спуске бурильной колонны.
Невозможности спуска геофизического оборудования до забоя.
Прогрессирующее или мгновенное структурообразование может указывать на наличие проблем в системе раствора. Большая разница между начальными показаниями СНС и показаниями через 10 или 30 мин называется прогрессирующим структурообразованием и свидетельствует оскоплении твердой фазы. Если начальное значение СНС и значение через 10 мин являются высокими и разница между ними невелика, то это говорит о мгновенном структурообразовании и может указывать на то, что произошла флокуляция. В системах с ксантановой смолой в основном значения СНС высокие и плоские, но причина заключается в образовании полимерной сети. Помимо этого, структурообразование биополимерные системы на основе ксантановой смолы также является хрупким, и структура легко разрушается. Хрупкое структурообразование характерно для полимерных буровых растворов. На Рис.3 представлены различныетипыструктурообразования в буровых растворах.

Статическое и динамическое напряжение являются мерой сил притяжения в растворе. Начальное статическое напряжение сдвига характеризует статические силы притяжения, а динамическое напряжение сдвига— динамические. Следовательно,при избыточном начальном СНС применяется та же обработка, что и при избыточном ДНС. Жидкости с тиксотропной структурой обладают своеобразной «памятью», что следует учесть при исследовании реологических свойств буровых растворов. Если жидкость пробыла в состоянии покоя в течение определенного времени перед измерением напряжения сдвига при определенной скорости сдвига, потребуется определенное время при заданной скорости сдвига прежде, чем можно будет измерить уравновешенное напряжение сдвига. Все связи между частицами, которые могут быть разрушены при данной скорости сдвига, должны быть разрушены,иначе измеренное напряжение сдвига окажется выше, чем истинное уравновешенное напряжение сдвига. Необходимое время зависит от внутренней структуры образца. После измерения при 600 об/мин и снижения скорости сдвига до 300 об/мин жидкость «помнит»свое состояние при 600 об/мин.Требуется некоторое время для того, чтобы восстановились некоторые связи между частицами,которые могут существовать при пониженной скорости сдвига,прежде чем можно будет измерить истинное уравновешенное напряжение сдвига. Такое напряжение сдвига сначала будет слишком низким, но постепенно увеличится и достигнет равновесия. Первое измеренное значение напряжения сдвига при любой скорости сдвига является функцией непосредственной истории сдвига данного образца. Если начальное СНС раствора измеряется непосредственно после его сдвига при 600 об/мин, показанное значение будет ниже, чем истинное напряжение сдвига раствора. Так как образование или разрушение гелевой структуры зависит от времени, существует множество путей перехода от одной скорости сдвига к другой. Это показано на Рис.4.

Сплошная кривая соответствует равновесным условиям замеров — в каждой ее точке достигнуто устойчивое значение показаний вискозиметра. Если в точке A начать быстро снижать скорость сдвига, то реологическая кривая течения во всех точках(кроме A) окажется ниже, чем равновесная кривая.Если теперь вискозиметр остановить и подождать некоторое время, пока в растворе образуется достаточно прочная структура,то включив вискозиметр при минимальной скорости, получим точку B, лежащую выше равновесной кривой. Быстро увеличивая скорость сдвига, получим новую реологическую кривую, все точки которой находятся выше равновесных значений. Достигнув точки C можно дождаться снижения показаний до равновесного значения в точке A.Кривой ВС можно следовать,если раствор плохо обработан. Это приведет к значительному увеличению давления циркуляции. Для достижения точки равновесия А может потребоваться длительное время. Правильно обработанные растворы следуют по более короткому пути для достижения равновесия, что приводит к более низкому давлению закачки.

Влияние температуры и давления на вязкость раствора
Увеличение температуры и давления влияет на вязкость жидкой фазы буровых растворов. Этот эффект сильнее сказывается на инвертно-эмульсионных растворах, чем на растворах на водной основе. Минеральные и синтетические масла разжижаются при повышении температуры более интенсивно, но при этом различные системы растворов на углеводородной и синтетической основе поразному реагируют на изменение температуры.Растворы на водной основе являются почти идеальными с гидродинамической точки зрения жидкостями, т.к. они практически несжимаемы. Растворы на углеводородной или синтетической основе, напротив, в той или иной степени подвержены сжатию под давлением. Их способность сжиматься варьируется в зависимости от основы раствора, соотношения углеводородная основа/вода или синтетическая основа/вода, а также от используемых добавок.В особенно сложных условиях бурения необходимо учитывать влияние температуры и давления на параметры бурового раствора.Это влияние на вязкость раствора можно определить с помощью ротационного вискозиметра высокого давления и температуры, такого как FannModel 50 (для растворов на водной основе), FannModel 70/75 или HuxleyBertram(для растворов на углеводородной или синтетической основе).Методика API для определения влияния температуры и давления
Температурная константа (β) для каждого раствора должна определятся для каждой скорости сдвига.
Константа давления (α) должна определятся для каждого бурового раствора.

Источник