Что такое вязкость бурового раствора

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Вязкость бурового раствора при бурении оказывает влияние главным образом на качество очистки забоя от выбуренной породы. Ухудшение очистки забоя и, как следствие этого, снижение механической скорости при бурении с промывкой вязкими буровыми растворами обусловлено увеличением толщины застойной зоны жидкости над поверхностью забоя и на стенках скважины в при-забойной зоне, ламинарным режимом движения жидкости под долотом. Вязкая жидкость плохо проникает под выбуренный шлам, недостаточно быстро освобождает и поднимает его с забоя в восходящий поток. [1]

Вязкость бурового раствора при невысоких скоростях сдвига и начальная прочность геля имеют большое значение при определении его транспортной способности. Для обеспечения эффективного выноса шлама и роста структуры раствора большое значение имеет регулирование значений вязкости при невысоких частотах вращения ротационного вискозиметра. [2]

Снижение вязкости буровых растворов достигается различными путями. Чаще применяются специальные реагенты-понизители вязкости, особенно для разжижения утяжеленных буровых растворов. [6]

Требование к вязкости бурового раствора однозначно: она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости ( условной или пластической) отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. Даже в гидротранспорте шлама на дневную поверхность роль вязкости бурового раствора подчиненная. [7]

Постепенное падение вязкости буровых растворов вообще характерно для обработки КМЦ, особенно при нагревании. [8]

В качестве понизителей вязкости буровых растворов были испытаны также соединения фосфиновой кислоты. [12]

Требования к величине вязкости бурового раствора однозначно: она должна быть ми-нималырй. [13]

Источник

Свойства бурового раствора

Свойства бурового раствора имеют решающее значение при бурении.

Раствор, на протяжении всего бурения контролируется специальной службой. В процессе бурения раствор обрабатывается для поддержания заданных свойств.

Если плотность будет меньше заданной, уменьшится вес столба жидкости на забой, в связи с этим возможно ГНВП (газонефтеводопроявление).

Увеличение плотности сверх заданной, увеличит вес столба жидкости на забой, что в свою очередь может привести к разрыву пласта, поглощению раствора.

Вязкость влияет на способность выноса продуктов бурения от забоя.

Фильтрационные свойства влияют на стойкость стенок скважины к обваливанию и на способность бурового раствора впитываться в породу.

Удельная теплоемкость — количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Единица измерения — Дж/(кг∙°С)

Коэффициент теплопроводности – удельный тепловой поток, направленный по нормали к изотермической поверхности при градиенте температур, равном 1° на 1 м длины вдоль теплового потока.

Термический коэффициент объемного расширения — величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре.

Термический коэффициент давления — величина, характеризующая изменения давления постоянного объема бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на 1К, отнесенного к давлению при данной температуре.

Условная вязкость — величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – с

Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига, при увеличении скорости сдвига, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой. Единица измерения — Па∙с

Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Единица измерения — Па

Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового (цементного) раствора. Единица измерения – Па∙с

Статическое напряжение сдвига — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время. Также можно описать, как касательное напряжение сдвига, соответствующее началу разрушения структуры бурового раствора, находящегося в покое определенное время. Единица измерения – Па

Коэффициент коллоидальности твердой фазы — величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.

Показатель коллоидальности твердой фазы — величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.

Показатель консистенции — коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Единица измерения – Па

Показатель неньютоновского поведения — показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

Касательное напряжение сдвига — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Единица измерения – Па

Показатель седиментации — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.

Показатель фильтрации — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – см 3

Толщина фильтрационной корки — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – мм

Удельное электрическое сопротивление — сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Единица измерения – Ом

Нарпяжение электропробоя — величина, косвенно характеризующая стабильность пробоя буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор. Единица измерения – В

Показатель минерализации — величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.

Водородный показатель — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода

Щелочность — объединенная способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде. Определяется титрованием со стандартной кислотой до определенных точек.

Источник

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

«Функциональные свойства буровых растворов и методы их определения» (стр. 2 )

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

Для скоростей сдвига, соответствующих линейному участку, t = f(g) описывается законом Бингама – Шведова

Модель Бингама хорошо описывает реологические свойства буровых растворов на водной основе с достаточно высоким содержанием бентонита.

Рисунок 4.9 – Реограмма вязкопластичных жидкостей

В неньютоновской жидкости отношение напряжение сдвига к скорости сдвига (при любой скорости сдвига) является количественной характеристикой эффективной, или кажущейся, вязкости. На рисунке 4.10 видно, что эффективная вязкость снижается с увеличением скорости сдвига и поэтому является значимым параметром для гидравлических расчетов только при той ско­рости сдвига, при которой она измерена. Из рисунка 4.11 следует, что эффективная вязкость не может служить надежным параметром для сравнения пове­дения двух различных промывочных жидкостей.

Рисунок 4.10 – Снижение эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига

Рисунок 4.11 – Сравнение эффективной вязкости при двух скоростях сдвига для двух различных промывочных жидкостей

Промывочные жидкости, которые содержат только полимеры или полимеры с небольшой до­лей мельчайших частиц твердой фазы, при высоких скоростях сдвига ведут себя так, как будто обладают предельным динамическим напряжени­ем сдвига, но на самом деле график их консистенции проходит через начало координат. Их поведение описывается эмпирическим уравнением, которое называется идеальным степенным законом. Этот закон устанавливает следующую зависимость:

Степенной закон (4.16) описывает три известные модели течения в зависимости от значения и:

Большинство промывочных жидкостей ведут себя как жидкости, являющиеся чем-то средним между бингамовской пластичной жидкостью и жидкостью, подчиняющейся степенному закону. В результате действия сил между частицами при низких скоростях сдвига п и К непостоянны. Про­мывочные жидкости имеют довольно неопреде­ленное значение предельного динамического на­пряжения сдвига, которое меньше получаемых путем экстраполяции значений напряжения сдви­га, измеренных при высоких скоростях сдвига.

То обстоятельство, что графики консистенции глинистых промывочных жидкостей пересекают ось напряжений в точках, не соответствующих нулю, указывает на образование в них гелей. Возникновение таких структур объясняется тенденцией пластинок глины выстраиваться таким образом, чтобы положительно заряженные ребра примыкали к отрицательно заряженным базальным поверхностям. Это взаимодействие между зарядами на пластинках способствует увеличению эффективной вязкости при низких скоростях сдви­га, оказывая тем самым влияние на значения па­раметров п и К.

Предельное статическое напряжение сдвига некоторых промывочных жидкостей, особенно глинистых, приготовляемых на пресной воде, после прекращения перемешивания со временем начинает увеличиваться. Это явление называется тиксотропией. Если после пребывания в состоянии по­коя промывочная жидкость подвергается сдвигу с постоянной скоростью, ее вязкость со временем снижается, т. к. происходит разрушение струк­туры, которое продолжается до тех пор, пока не будет достигнуто равновесное состояние. Таким образом, эффективная вязкость тиксотропной промывочной жидкости зависит как от времени, так и от сдвигового усилия.

Кроме основных показателей моделей Бингама – Шведова и Оствальда – де Ваале (t0, h, k, n), для характеристики реологических свойств буровых растворов в последние годы широко используют ещё и целый ряд дополнительных показателей: коэффициент пластичности; эффективную вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1; асимптотическую вязкость или эффективную вязкость при полностью разрушенной структуре (при скорости сдвига равной 10000 с-1).

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:

С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

Эффективная вязкость характеризует ту действительную вязкость, которой обладает буровой раствор при скорости сдвига, имеющей место в кольцевом пространстве скважины, в бурильных трубах или в промывочных каналах породоразрушающего инструмента (в насадках долота).

В циркуляционной системе скважины скорость сдвига меняется в очень широких пределах: в бурильной колонне от 100 до 500 с-1, в УБТ от 700 до 3000 с-1; в затрубном кольцевом пространстве от 10 до 500 с-1, чаще всего 100 с-1; в насадках долот отдо с-1.

Эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 (ЭВ100, Па×с) характеризует вязкость бурового раствора в кольцевом пространстве скважины и является основным показателем, определяющим транспортирующую способность его потока, которая тем выше, чем выше значения ЭВ100.

Эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре (ЭВ10000) характеризует вязкость бурового раствора в насадках долот и в пескоилоотделителях (гидроциклонах). С уменьшением ЭВ10000 повышается степень очистки забоя скважины от шлама и степень охлаждения вооружения долота, вследствие чего возрастает ресурс его работы и механическая скорость бурения.

Кроме того, с уменьшением ЭВ10000 снижается интенсивность обогащения бурового раствора шламом, так как при меньшей вязкости последний легче отделяется в очистных устройствах.

ЭВ10000 = k (10000) n

Очевидно, что использование семи показателей (t0, h, k, n, КП, ЭВ100, ЭВ10000) позволяет достаточно всесторонне охарактеризовать реологические свойства и связанные с ними функциональные возможности бурового раствора.

Однако, если на этапе его проектирования это является достоинством, то в процессе эксплуатации бурового раствора, напротив, становится недостатком, так как одновременно контролировать большое число показателей, а главное управлять ими, чрезвычайно сложно.

Турбулентное течение. Течение в трубе перейдет из ламинарного в турбулентное тогда, когда скорость потока превысит определенное критическое значение. Вместо плавного скольжения слоев воды относительно друг друга в потоке возникают локальные изменения скорости и направления перемещения частичек при сохранении общего направления течения параллельно оси трубы. Ламинарный поток можно сравнить с рекой, плав­но текущей по равнине, а турбулентный — со стремнинами, когда взаимодействие потока с неровностями дна вызывает образование вихрей и местных токов (рисунок 4.12).

Критическая скорость, при которой происходит турбулизация потока, уменьшается с увеличением диаметра трубы, с повышением плотности и умень­шением вязкости. Она выражается безразмерным параметром — числом Рейнольдса.

Число Рейнольдса учитывает главные показатели потока в трубе: диаметр трубы, среднюю скорость жидкости, плотность жидкости и ее вязкость. Число Рейнольдса представляется уравнением:

Рейнольдс показал, что в гладких кольцевых трубах для всех ньютоновских жидкостей и при всех диаметрах труб переход из ламинарного течения в турбулентное происходит, когда число Рейнольдса имеет значение порядка 2000. Однако, турбулентное течение возникает во всей жидкости, когда число Рейнольдса превышает 4000.

Поэтому у Ньютоновских жидкостей ламинарное течение определяется числом Рейнольдса равным 2000 и ниже. Турбулентное течение определяется числом Рейнольдса, равным 4000 или более. Переходный режим определяется числом Рейнольдса от 2000 до 4000.

Потери давления жидкости при ее турбулент­ном течении в трубе конкретной длины зависят от инерциальных факторов. На них мало влияет вязкость жидкости. Эти потери давления возрастают пропорционально квадрату скорости с увеличением плотности, безразмерного параметра — коэффициента трения Фэннинга, который является функцией числа Рейнольдса, и шероховатости стенки трубы.

Непрерывность потока. Многие гидравлические расчеты требуют использования скорости жидкости. Важно представлять различие между расходом (объемной скоростью) и скоростью жидкости. Рассмотрим поток жидкости в трубе при постоянном расходе Q, как это показано на рисунке 4.13.

Поскольку буровые растворы почти несжимаемы, объемная скорость потока жидкости, поступающей в трубу, должна быть равна ее объемной скорости на выходе из трубы. Это основной принцип непрерывности потока. Важным результатом этого принципа является то, что, при постоянном расходе, скорость жидкости обратно пропорциональна площади, через которую она проходит. Другими словами, если площадь уменьшается, то скорость жидкости должна расти при постоянном расходе.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на следующие показатели и процессы, связанные с бурением скважин:

— степень очистки забоя скважины от шлама;

— степень охлаждения породоразрушающего инструмента;

— транспортирующую способность потока;

— величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины;

— величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины 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;

— полноту замещения бурового раствора тампонажным в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенками скважины и др.

Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему выделенному комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный представлены в таблице 4.1.

В настоящее время в отечественной инженерной практике для реометрии буровых растворов наиболее широко используется ротационный вискозиметр ВСН-3. Для оперативной оценки реологических свойств буровых растворов в нашей стране используют вискозиметр ВБР-1.

4.3.1 Определение динамического напряжения сдвига (ДНС), пластической и эффективной вязкости

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

— перемешивают буровой раствор при частоте вращения наружного цилиндра 600 об/мин;

— используют лишь две частоты вращения цилиндра: 600 и 300, или 400 и 200 об/мин для получения значений j1,2 и n1,2.

Расчет пластической вязкости и динамического напряжения сдвига производят по следующим формулам:

при использовании частоты вращения 600 и 300 об/мин:

при использовании частоты вращения 400 и 200 об/мин:

Эффективная вязкость hэф, мПа×с, вычисляют по формуле:

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

Для определения показателей реологических свойств промывочных жидкостей, в том числе и при высоких температурах, используют ротационные вискозиметры, выпускаемые в основном американской компанией Fann Instrument: FANN НС 34А и 34А; FANN 35A и 35SA; FANN 35A / SR12 и 35SA/SR12; FANN 70 НТНР. Измерительные узлы перечисленных вискозиметров подобны используемым в отечественных приборах типа ВСН. Различные модели вискозиметров FANN отличаются приводом (ручной, электрический); числом частот вращения наружного цилиндра (гильзы) и, соответственно, диапазоном скоростей сдвига; температурами и давлениями, реализуемыми в ходе реометрических измерений; способами регистрации измеряемых величин.

— помещают свежеперемешанную пробу бурового раствора в подходящий сосуд;

— опускают корпус ротора в раствор до нанесенной отметки, регулируя глубину погружения платформой, и затягивают стопорный винт, чтобы зафиксировать это положение;

— подключают вискозиметр к электросети;

— устанавливают переключатель скорости в положение “STIR” (перемешивание) несколько секунд;

— устанавливают переключатель скорости в положение 600 об/мин;

— через несколько секунд, когда показатели на шкале достигнут постоянного значения, совмещают на одном уровне шкалу с риской и записывают как показания при 600 об/мин;

— устанавливают переключатель скорости в положение 300 об/мин и фиксируют показание прибора.

Пластическую вязкость hпл, сПз, вычисляют по формуле:

Динамическое напряжение t, дПа, сдвига вычисляют по формуле:

Кажущуюся вязкость, hк, сПз, (или эффективную вязкость при 600 об/мин) вычисляют по формуле:

Если показания прибора требуется снимать при всех значениях скорости вращения ротора, замеры всегда начинают от больших значений скорости вращения к меньшей.

В нашей стране результаты отсчетов при тех же частотах вращения гильзы вискозиметра ВСН-3 (300 и 600 мин-1) используют для приближенной оценки значений показателей реологических свойств промывочных жидкостей в процессе бурения. Используемые при этом расчетные формулы имеют следующий вид:

— для вязкопластичных промывочных жидкостей

, Па с

, Па

где К1, К2, К3 –константы, зависящие от упругости пружины вискозиметра.

— для псевдопластичных промывочных жидкостей:

,

,

Вискозиметр FANN 70 НТНР служит для определения реологических и структурно-механических свойств промывочных жидкостей при более высо­ких температурах (до 260 °С) и давлениях до 20 МПа.

Совокупность значений, полученная по результатам реометрических измерений с помощью того или иного ротационного вискози­метра, может быть аппроксимирована любой из известных реологических моделей, описывающих связь t0 = t(g).

4.3.2 Определение условной вязкости вискозиметром ВБР-1

Техническая характеристика ВБР-1.

Постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3 дистиллированной воды при температуре 20 ± 5 °С), с…………………..…15

Абсолютная погрешность постоянной вискозиметра, с…….……………………..…±0,5

Диаметр отверстия трубки, мм….…. 5

Длина трубки вискозиметра, мм. 100

Вместимость при температуре (20 ± 5) °С, см3:

-воронки вискозиметра. …700

— промывают воронку вискозиметра водой;

— закрывают отверстие трубки снаружи и наливают в воронку через сетку предварительно перемешанный испытуемый раствор в количестве 700 см3;

— подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, открывают отверстие трубки, одновременно включая секундомер;

— в момент заполнения кружки раствором до краев останавливают секундомер;

— значение условной вязкости вычисляют как среднеарифметическое из трех последовательных измерений, отличие между которыми не должно быть более 2 секунд;

— после каждого использования вискозиметр промывают водой.

При определении условной вязкости в лабораторных условиях в воронку наливают 200 см3 раствора и фиксируют время истечения 100 см3. Полученное значение Т=200/100 умножают на 4.

4.3.3 Определение условной вязкости с помощью воронки Марша

Воронка Марша представляет собой конус диаметром 15см и высотой 30,5 см, с латунной трубкой на конце длиной 5,08 см и диаметром 0,48 см. Емкость воронки – 1500 см3, кружки 946 см3. Половина верхней части воронки оснащена сеткой с размером отверстий 10 меш для очистки бурового раствора от посторонних включений и выбуренного шлама (рисунок 4.14).

Рисунок 4.14 – Воронка Марша

— держа воронку в вертикальном положении, закрывают пальцем отверстие снаружи;

— наливают через сетку, в воронку перемешанную пробу раствора до уровня сетки;

— убирают палец от отверстия и замеряют время истечения 950см3;

— значение условной вязкости рассчитывают как среднеарифметическое из трех последовательных измерений, отличие между которыми не должно быть более 2 секунд.

После каждого использования вискозиметр промывают водой.

Калибровку воронки Марша осуществляют по времени истечения чистой пресной воды (26±0,5)с при 210С.

4.4 Фильтрационные и коркообразующие свойства

Еще одно важное требование, предъявляемое к промывочной жидкости, — наличие у нее способности изолировать проницаемые пласты, вскрываемые долотом, путем образования тонкой малопроницаемой фильтрационной корки. При отсутствии такой фильтрационной корки промывочная жидкость будет непрерывно проникать в проницаемый пласт.

Для образования фильтрационной корки необходимо, чтобы промывочная жидкость содержала частицы, размер которых чуть меньше размера поровых отверстий в пласте. Эти частицы, называемые мостообразующими, перекрывают наружные поры, после того как некоторое число меньших частиц проникнет в поровое пространство пласта. Мостовая перемычка у наружных пор продолжает расти за счет отложения мелких частичек, и через несколько секунд в пласт будет поступать только жидкая фаза промывочной жидкости. Мелкие частицы твердой фазы бурового раствора формируют внутреннюю фильтрационную корку в приствольной зоне порового пространства. Затем эти частицы откладываются уже непосредственно на стенках скважины и таким образом, формируется наружная фильтрационная корка, через которую в около­ствольное пространство поступает только фильтрат промывочной жидкости.

Поступление фильтрата промывочной жидкости в слабосцементированные и рыхлые породы вызывает их дополнительное увлажнение и разупрочнение, что приводит к обвалам, осыпям стенок скважины, частым и длительным проработкам ее ствола и др.

Проникновение фильтрата в продуктивные песчано-глинистые пласты приводит к набуханию входящих в их состав глинистых минералов; образо­ванию нерастворимых осадков, эмульсий и гелей, вызванному взаимодейст­вием фильтрата с пластовыми флюидами, изменению вязкости последних и др. В результате снижается проницаемость приствольной зоны продуктивно­го пласта, что затрудняет вызов притока пластового флюида при освоении скважины и существенно снижает ее дебит, особенно в начальный период эксплуатации.

В процессе сооружения скважины проявляются три вида фильтрации:

— статическая, протекающая при отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине;

— динамическая, происходящая в условиях циркуляции бурового раствора;

— мгновенная в момент скола породы долотом.

В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным (разрушающим) воздействием восходящего потока бурового раствора. Степень эрозии корки зависит от режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве (ламинарный, турбулентный) и других факторов.

В момент вскрытия (обнажения) пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка быстро растет. После того, как скорость роста корки становится равной скорости ее эрозии (разрушения), толщина корки и скорость фильтрации стабилизируется.

Полностью предупредить фильтрационные потери промывочных жидкостей на водной основе практически невозможно, их можно только минимизировать. Это достигается увеличением в промывочной жидкости доли воды, которая настолько прочно удерживается частицами твердой фазы, что не может быть удалена из промывочной жидкости даже при огромных давлениях; снижением проницаемости образующейся на стенках скважины фильтрационной корки; повышением вязкости фильтрата и, соответственно, повышением сопротивления его движению в поровом пространстве и др.

Для уменьшения фильтратоотдачи промывочных жидкостей в практике бурения используют чаще всего полимеры. Принцип их действия заключается в следующем:

— уменьшение свободного пространства между твердыми частицами в фильтрационной корке, которое занимают молекулы полимера, имеющие достаточно большие размеры;

— повышение вязкости фильтрата;

— уменьшение объема свободной дисперсионной среды (воды) за счет присоединения её молекулами полимера, несущими собственные гидратные оболочки.

Доля связанной воды увеличивается с ростом адсорбционной ак­тивности твердой фазы промывочной жидкости и вводимых в нее химичес­ких реагентов, а также с повышением концентрации названных компонентов.

Адсорбционная активность глин и органических реагентов, т. е. способ­ность их связывать воду, может быть оценена по величине адсорбции ими метиленовой сини.

Стандартные исследования фильтрационных свойств проводятся при статических условиях, т. к. исследования в динамических условиях занимают много времени и требуют использования сложного, дорогостоящего оборудования. Единственный на сегодняшний день серийно выпускаемый прибор для определения динамической фильтрации (FANN Model 90 Dynamic Filtration System).

Скорость фильтрации и увеличение толщины корки, измеренные в ходе стандартных исследований на поверхности, лишь приближенно соответствуют фактическим значениям этих показателей в скважинных условиях. Более надежный критерий — проницаемость фильтрационной корки, поскольку она является важнейшим фактором, определяющим как статическую, так и динамическую фильтрацию.

Проницаемость фильтрационной корки зависит от гранулометрического состава твердой фазы промывочной жидкости, а также от электрохимических условий. Обычно чем больше в промывоч­ной жидкости частиц коллоидного размера, тем меньше проницаемость корки. Присутствие в глинистых промывочных жидкостях растворимых солей резко повышает проницаемость фильтрационной корки, но некоторые органические коллоиды позволяют добиться низких проницаемостей корки даже в присутствии насыщенных солевых растворов.

Показатель фильтрации Ф, (см3/30 мин) равен объему фильтрата, прошедшего за 30 мин через фильтрационную корку диаметром 75 мм при определенном перепаде давления DР. В нашей стране показатель фильтрации принято измерять с помощью прибора ВМ-6 при DР = 0,1 МПа.

Для измерения показателя фильтрации при более высоком перепаде давления используют фильтр-пресс ФЛР-1. Создавае­мый в нем перепад давления равен 0,7 МПа, что является стандартной величиной при измерении показателя фильтрации в зарубежной практике.

Однако известно, что скорость фильтрации к перепаду давления значительно менее чувствительна, чем к температуре. Рост температуры приводит к существенному увеличению скорости фильтрации по нескольким причинам. Так, с увеличением температуры снижается вязкость фильтрата, что вызывает снижение гидравлических сопротивлений при движении фильтрата в поровых каналах фильтрационной корки и пласта, в результате чего увеличивается накопленный объем фильтрата.

Кроме того, с повышением температуры значительно возрастает степень флокуляции частиц твердой фазы промывочных жидкостей, что вызывает увеличение проницаемости формируемых фильтрационных корок.

Высокие температуры вызывают деструкцию понизителей фильтрации (полимеров), что приводит к полной потере их функций и, соответственно, к резкому росту показателя водоотдачи.

В этой связи кроме прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1 для измерения величины показателя фильтрации ис­пользуют еще и установку УИВ-2, позволяющую проводить испытания при температуре до 250 °С и перепаде давления до 5 МПа.

Зарубежные высокотемпературные фильтр-прессы высокого давления в отличие от УИВ-2 имеют гораздо меньшую массу и меньшие габариты, однако при этом создаваемые температура и перепад давления не превышают соответственно 148,9 °С и 3,51 МПа.

4.4.1 Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6

Прибор ВМ-6 (рисунок 4.15, а) состоит из плунжера 1, груза-шкалы 2, ци­линдра 3 с ввернутой в него втулкой 4, иглы 5, фильтрационного стакана 6, основания 7, пробки 8, резиновой прокладки 9 и бумажного фильтра 10.

В комплект прибора входят бачок для масла емкостью 0,5 л, обеззоленная фильтровальная бумага или готовые фильтры диаметром 70 мм.

Максимальная водоотдача, которую можно измерить непосредственно на приборах ВМ-6, составляет 40 см3 за 30 мин. Для того чтобы можно было измерить больший показатель, к прибору прилагаются бланки с двойной логарифмической сеткой. Зависимость водоотдачи от времени на такой сетке выражается прямой линией (рисунок 4.16, б).

а

Рисунок 4.16 – Схема прибора ВМ-6 (а) и бланк с двойной логарифмической сеткой (б)

Техническая характеристика ВМ-6:

— Предел измерения показателя фильтрации за 30 мин при диаметре

фильтра 75 мм, см3. 40

— Цена деления шкалы, см3. ………. 1

— Давление фильтрации, МПа. ……. 0,1

— Фактический диаметр фильтра, мм. 53

— Объем пробы промывочной жидкости, см3. ….100

— смачивают кружок фильтровальной бумаги диаметром 75 мм водой, кладут его на дно поддона, сверху кладут резиновую прокладку и накручивают стакан;

— отверстие в поддоне закрывают пробкой;

— заливают исследуемый буровой раствор в стакан объемом 120 см3, не доливая до края на 3-4 мм;

— навинчивают напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном на стакан, сверху наливают машинное масло;

— вставляют плунжер в цилиндр (для создания давления 0,1 МПа), и, приоткрыв спускную иглу, легким вращением подводят нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра;

— закрывают спускной игольчатый клапан, открывают отверстие в поддоне, вынув пробку, и одновременно включив секундомер. При открытии отверстия может произойти резкое опускание плунжера на определенную величину («скачок»). Значение «скачка» необходимо вычесть из полученного по шкале значения показателя фильтрации;

— через 30 минут делают отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски), открывают спускную иглу, выпускают масло и опустившийся плунжер вынимают из цилиндра;

Источник