L Плотность бурового раствора

Методы контроля состава и свойств буровых растворов

Для определения параметров буровых растворов в практике бурения используется ряд стандартных методов исследования .

В России методы контроля регламентированы РД 39-2-645-81 «Мето­дика контроля параметров буровых растворов», в СШA Американским неф­тяным институтом (API) разработаны и постоянно уточняются стандартные методики таких исследований. Они включены в нормы и правила API R.P. 10В и 39. Стандартные методики API в настоящее время получили широкое признание практически во всех странах, поэтому npи дальнейшем изложении методов контроля состава и свойств буровых растворов будут учитываться особенности стандартных методик API, включая единицы измерений.

Стандартные методики API начинают получать признание и в России.

ОАО«ИКФ» имеет Разрешение Гостехнадзора России на применение зару-

бежного лабораторного оборудования для замера параметров буровых рас­творов по

стандартным методикам API.

Методы исследований состава и свойств буровых растворов можно разделить на две группы: физические и химические.

Физические свойства бурового раствора

L Плотность бурового раствора

Оборудование

Плотность бурового раствора можно определить, используя любой прибор, позволяющий производить измерение с точностью до 0,01 г/см³. Та­кими приборами являются рычажные весы фирм «ВAROID», «FANN» и др. По стандарту API плотность бурового раствора измеряют в фунтах/галлон, фунтах/фут³, г/см³.

Наилучшими эксплуатационными характеристиками обладают рычаж­ные весы, которые обеспечивают достаточную точноть измерений и надеж­ны в работе в сложных полевых условиях независимо от колебаний темпера­туры. Рычажные весы позволяют определять плотность в диапазоне 0,9-2,4г/см³. ./ .

Процедура

1. Заполните чашку весов исследуемым буровым раствором.

2. Закройте чашку крышкой и медленно и аккуратно заверните ее. Из отверстия в

крышке должно вытечь немного раствора.

3. Закрыв это отверстие пальцем, обмойте или оботрите чашку сна­ружи.

4. Установите опору весов на призму и, двигая бегунок по градуиро­ванному коромыслу, добейтесь уравновешивания чашки и коро­мысла.

5. Слева от бегунка прочтите значение плотности бурового раствора.

6. Запишите результат с точностью до ближайшего деления в г/см³ или фунтах/галлон, фунтах/фут³.

7. После каждого измерения вылейте буровой раствор в посуду для сбора средней пробы и тщательно вымойте рычажные весы.

8. Для получения точного результата крайне важно, чтобы все детали были чистыми.

Калибровка

Весы для измерения плотности бурового раствора следует часто калиб­ровать пресной водой. Пресная вода при температуре 21°С имеет плотность 1,00 г/см (8,33 фунта/галлон или 62,3 фунта/фут³. Для получения такого ре­зультата на пресной воде добавьте или убавьте свинцовую дробь из конца коромысла или отрегулируйте установленный там винт.

6.2. Условная вязкость

Условная вязкость - это время истечения бурового раствора из специ­альной воронки через трубку с калиброванными диаметром и длиной. Объе­мы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы.

Оборудование

Для измерения условной вязкости буровыx растворов используется следующее стандартное оборудование:

, 1. Вискозиметр «Воронка Марша» (США состоит из воронки объе­мом 1500мл

со встроенной сеткой и мерной кружки на 1000мл с круговой отметкой 1 кварты

(946мл). Время истечения 1 кварты (946мл) пресной воды при 20 ± 0,5°С составляет

26 ± 0,5 сек.

2. Вискозиметр ВБР-1 (Россия) - состоит из воронки объемом 700 мл и мерной кружки на 500 мл. К воронке прилагается съемная сетка для очистки pacтворa от крупного шлама. Постоянная вискозиметра (время истечения 500 мл пресной воды) при температуре 20 ± 0,5 С составляет 15 сек.

Процедура

Процедура замера условной вязкости обеими воронками идентична.

1. Закройте нижнее отверстие воронки пальцем и через сетку влейте буровой раствор так, чтобы его уровень касался сетки.

2. Уберите палец с отверстия и засеките вpeмя вытекания 0,5 литра (одной кварты) раствора из воронки.

3. Время вытекания раствора в секундах есть ни что иное как условная вязкость.

4. Отметьте температуру измеряемой пробы.

6.3. Реологические характеристики, полученные на ротационном вискозиметре

В связи с тем, что буровой раствор в процессе бурения скважин нахо­дится в состоянии движения, необходимо знать его реологические характе­ристики в динамическом режиме. Для этой цели созданы вискозиметры ро­тационного типа, в которых создаются сдвиговые напряжения в щелевом кольцевом зазоре, наиболее близко моделирующие течение бурового раство­ра в условиях скважины. Все ротационные вискозиметры конструктивно имеют один и тот же измерительный узел вертикального исполнения - ци­линдр (боб) на подвесе, соединенный с измерительной пружиной, располо­женной коаксиально в полом цилиндре. Между бобом и полым цилиндром имеется щелевой зазор, в котором и возникают исследуемые сдвиговые на­пряжения при вращении полого цилиндра. Сдвиговые напряжения оценива­ются по углу закручивания бобом измерительной нити, который отображает­ся на шкале измерительного диска.

Оборудование

Ротационные вискозиметры по принципу действия бывают ручные и электрические. В настоящее время имеется широкий выбор моделей с раз­личными характеристиками (количество скоростей вращения, точность изме­рения и эксплуатационная надежность).

1. Ротационный вискозиметр «RHEOMETER FАNN» (США) - ручной, 2-х скоростной (600 и 300 об/мин).

2. Ротационные вискозиметры фирм «BAROID », «OFI ТЕ» с электри­ческим приводом выпускаются 2-х, 6-ти, 8-ми и 12-ти скоростные (600, 300,200,180,100,90,60,30,6, 3; 1,8; 0,9 об/мин).

Для полевых условий обычно применяются 2-х ( 6-ти скоростные (600, 300,200,100, 6; З об/мин).

Скорости 600 и 300 об/мин можно использовать для определения ка­жущейся вязкости, пластической вязкости и динамического напряжения

сдвига.

Процедура замера

1. Влейте хорошо перемешанный раствор в стакан вискозиметра, уста­новите на подвижную опору. Медленно поднимайте опору, пока уровень раствора в стакане не совместится с риской на полом цилин­дре, винтом закрепите опору.

2. Включите вискозиметр в режиме перемешивания (stir). Через 10-15 секунд включите скорость 6ООоб/мин, дождитесь стабилизации пока­зания на этой скорости и запишите результат. (Время зависит от ха­рактеристик бурового раствора).

3. Переключите вискозиметр на 300об/мин, дождитесь стаби­лизации показаний и запишите результат.

Примечание:

Переключайте скорость только при работающем двигателе. Пластическая вязкость (PV) в сПз равна разнице показаний при 600 и ЗООоб/мин. Динамическое напряжение сдвига (YP) в фунтах/100фут² равно показанию при ЗООоб/мин минус значение пластической вязко­сти. Кажущаяся вязкость (AV) в сПз равна показанию при 6ООоб/мин, деленному на 2. Обязательно указывайте tемпературу пробы.

Пример:

Показание при 600 об/мин 48

Показание при 300 об/мин 34

AV =48/2 24 сПз

PV =48-34 14 сПз

YP=34-14 20 фунт/100 фут² или = 20 * 4,88 = 97 дПа

6.4. Статическое напряжение сдвига (Gel_0/10)

Gel_0/10 определяют через 10cек и 10мин на ротационном вискозиметре ^t любой модели на скорости Зоб/мин, а если ее нет, то вручную.

Процедура замера

1. Перемешайте пробу на высокой скорости в течение 10 секунд.

2. Переключите скорость на нейтральную, и в электрических двухско­ростных вискозиметрах - выключите двигатель.

3 Подождите требуемое время (10сек или 10мин), начните медленно вращать ручку, чтобы получить показания на индикаторе. Макси­мальное отклонение индикатора и есть Gel в фунт/100 фут² .

4. При использовании 6-ти скоростного вискозиметра СНС определяют на скорости З об/мин.

Примечание:

Если после выключения двигателя шкала вискозиметра не возвращает­ся в нулевое положение, то нужно сделать это путем вращения полого цилиндра против часовой стрелки. Можно полученные показания переводить в дПа, умножив на коэффициент 4,88, но при этом noлученные показания будут не очень точны. Для правильного перевода периодические замеры СНС необходимо делать на приборе СНС-2.

Уход за прибором

Сразу же после измерения полый цилиндр и боб осторожно отделяются

от прибора (чтобы не повредить внутреннюю поверхность полого цилиндра и

подвес боба), тщательно моются и вытираются насухо. Также протираются

сам прибор в местах загрязнения раствором. Невыполнение этих условий ве­дет к

сокращению срока эксплуатации прибора.

6.5. Показатель Фильтрации ('водоотдача)

Для определения показателя фильтрации и koркообразующих свойств бурового

раствора используют фильтр-пресс. Буровой раствор фильтруется в камере фильтр-пресса при заданной температуре и давлении за определенный промежуток времени. Для получения сравнительных данных об объеме жидкости, зашедшей в породу, измеряют толщину фильтрационной корки (в миллиметрах), отложившейся на фильтровальной бумaгe. Опытным инжене­ром также оценивается ее плотность, рыхлость, ломкость, липкость, сколь­жение тела на ее поверхности. Эти косвенные характестистики корки дают дополнительную информацию о состоянии раствора и характере шлама, находящегося в нем.

В полевых условиях может определяться показатель фильтрации при

температуре до 100°С и давлении 7атм (lOOpsi) на фильтр-прессе АНИ и при температуре выше 100°С и перепаде давления 35 атм (500 psi) на НТНР фильтр прессе.

Процедура замера на фильтр-прессе АНИ

А. Соберите детали чистого и сухого фильтр-пресса, используя стандартную для прибора фильтровальную бумагу. Порядок сбора ука­зан в его паспорте.

Б. Залейте буровой раствор в контейнер так, чтобы он приблизительно на 1/2 дюйма не доходил до верха (заполняйте контейнер доверху в том случае, когда в растворе необходимо сохранить газ) и установи­те его на опору рамы фильтр-пресса. Верхнюю крышку установить на контейнер, зажать винтом рамы до упора клапан подачи газа – в рабочее положение (в камеру).

В. Установите мерный цилиндр для приема фильтрата и с помощью редуктора подайте давление 7атм (l00 ± 5psi), включив при этом таймер или секундомер.

Г. Через 30 минут давление стравливают (клапан подачи газа в положении стравливания), в мерном цилиндре отмечают объем фильтра­та (в миллилитрах), который и является показателем фильтрации. Разобрав фильтр-пресс (в обратном порядке) и вылив раствор из контейнера, осторожно снимите фильтровальную бумагу с фильт-рационной коркой и под слабой струёй воды смойте избыток буро­вого раствора. Толщину фильтрационной корки измеряют с точ­ностью до 1/2мм. Также полезно записать и комментарии о состоянии фильтрационной корки.

Д. После использования тщательно вымойте и вытрите насухо части прибора.

Примечание:

По спецификации АНИ площадь фильтрования в камере должна со­ставлять 7,1дюйм². Однако есть фильтр-прессы, площадь фильтрования в ко­торых в два раза меньше. Для того, чтобы полученный на таком фильтр-прессе результат согласовывался с требованиями АНИ, его нужно удвоить.

Процедура замера показателя фильтрации на НТНР фильтр прессе

Показатель фильтрации при температуре выше 100°С измеряется сле­дующим образом:

А. Перед началом опыта подключите нагревательную рубашку прибора к сети соответствующего напряжения. Установите термометр в гнездо рубашки. Нагрейте рубашку до требуемой температуры. От­регулируйте термостат так, чтобы температура была на 5-6°С выше заданной и была постоянной во времени

Б. В дно камеры, которое будет верхом, закручивается до упора клапан, камера

переворачивается и в нее заливается раствор до уровня 1,5см ниже края (при

температуре испытаний до 149°С) и 3,8см (при тем­пературе выше 149°С) ниже

уровня внутреннего среза. На опору среза аккуратно устанавливается бумажный

фильтр. В отверстие камеры устанавливается ее нижнее дно с резиновым

уплотнением и ввернутым в него нижним клапаном. Нижнее дно фиксируется по

окружности винтами, которые должны попасть в выемки по кольцу нижнего дна.

Нижний клапан поворачивается до упора ключом.

В. Камера переворачивается и устанавливается в нагревательную ру­башку. Во

время установки надо проявлять осторожность, чтобы избежать ожога. В гнездо

камеры вставьте второй термометр.

Г. Установите блок создания давления на верхний клапан и закрепите его. Внизу

установите приемник фильтрата и также закрепите его. При закрытых клапанах

подайте давление в 100 psi? в оба устройства, работающие под давлением.

Откройте верхний клапан и, продолжая нагревать раствор, подайте в камеру с раствором давление равное 100 psi.

Д. При испытаниях, когда температура ниже 149°С. нужно придержи­ваться следующего порядка проведения работ. Когда температура пробы достигнет заданной, увеличьте давление в верхнем устройст­ве, работающем под давлением до 600 psi, и откройте нижний кла­пан, чтобы началась фильтрация, одновременно включив таймер или секундомер. Поддерживая постоянную температуру с колеба­ниями ± 3°С, соберите фильтрат за З0 минут . При желании, можете измерить мгновенную фильтрацию за 2 секунды. В процессе измерения противодавление может повышаться выше l00 psi, во избежание этого периодически осторожно сливайте часть фильтрата в мерный цилиндр. Запишите его общий o6ъем.

Е. Объем фильтрата должен быть приведен к площади фильтрования, равной 7,1дюйм². Если площадь фильтрования равна 3,5 дюйм², объ­ем фильтрата следует умножить на 2.

Ж. По окончании опыта закройте оба клапана, закройте редукторы вы­сокого давления, выкрутив винты до свободного хода. Стравите давление на верхней и нижней линии высокого давления до нуля, открыв выпускные краны барашками с насечкой.

Предупреждение:

В фильтрационной камере все еще остается давление около 500 psi. Удерживая в вертикальном положении камеру, осторожно вытащите, охла­дите до комнатной температуры, а затем стравите давление. С целью принятия мер по сохранению фильтровальной бумаги, переверните камеру, откру­тите крепежные винты по окружности и вытащите нижнее дно. Осторожно достаньте фильтрационную корку и промойте слабой струёй воды от избытка раствора, определите ее толщину с точностью до одного миллиметра и запи­шите результат.

6.6. Содержание песка в буровом растворе

Оборудование

Прибор для измерения содержания песка включает в себя сетку разме­ром ячеек 200меш (74мкм), воронку и стеклянную мерную пробирку, про-градуированную в процентах.

Процедура

1. Влейте в пробирку раствор до отметки "Mud to here", а затем добавь­те воды до отметки "Water to here". Закройте горлышко пробирки пальцем и хорошо встряхните ее.

2. Вылейте смесь через сетку и смойте с нее все остатки чистой водой. Чтобы облегчить смывание, постукивайте по ребру сетки пальцем. Если на сетке остается что-нибудь, не проходящее через нее, не нужно раздавливать этот остаток и силой продавливать через сетку, т.к. это даст неправильный результат и может привести к разрыву сетки. Смойте песок, оставшийся на сетке струёй воды, чтобы смыть с него буровой раствор.

3. Установите воронку поверх сетки, затем медленно ее переверните и, вставив носик воронки в пробирку, cmойте песок с сегки тонкой струёй воды. Подождите, пока осядет песок.

4. Запишите объем песка в пробирке в процентах.

5. Тщательно промойте сетку и пробирку.

6.7. Содержание жидкой и твердой фаз

Оборудование

Для определения содержания жидкой и твердой фаз в буровом раство­ре используется реторта. Тщательно отмеренный объем пробы помещают в реторту и нагревают до тех пор, пока жидкая фаза не испарится. Пары про­пускают через конденсатор и собирают в измерительном цилиндре. Объем жидкости, как воды, так и нефти, можно определить в процентах. Объемный процент содержания твердой фазы, как суспендированной, так и растворенной, находят путем вычитания процентного содержания жидкой фазы из 100% объема. По этим данным рассчитывают плотность твердой фазы.

Процедура

1. Влейте однородную пробу бурового раствора в калиброванную ре­торту, накройте ее обтекающей крышкой, лишний объем удалите тряпкой.

2. Заполните свободный объем в камере испарения реторты тонкой стальной ватой. Смажьте резьбу термосмазкой.

3. Соберите реторту и установите под конденсатором мерный цилиндр для сбора жидкой фазы. Сборку установите в нагреватель реторты и закройте крышку.

4. Включите нагреватель реторты. Продолжайте нагревание до тех пор, пока из конденсатора не перестанет капать жидкость.

5. Измерьте объем полученной воды и нефти и рассчитайте их про­центное содержание, а также процентное содержание твердой фазы.

Примечание:

В зависимости от типа применяемого прибора эта процедура, может иметь некоторые отличия.

6. Охладите прибор и шпателем удалите из него всю твердую фазу. Нефтяной осадок можно удалить растворителем.

На основе объемного содержания фаз в растворе можно определить ус­редненную плотность твердой фазы: