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:
• Плотность (ρ);
• 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;
• Содержание нефти;
• 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);
• Содержание газа;
• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);
• Пластическую вязкость (ηпл.);
• Степень минерализации;
• Содержание Са2+, Mg2+, Na+, Сl-, К+;
• 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 (ηпл.) при повышенной температуре;
• Смазочная способность;
• Коэффициент трения корки (КТК).
По технологическому принципу свойства буровых растворов можно разделить на 5 групп:
1. Физико-механические:
• Плотность (ρ);
• Условная вязкость (УВ);
• Статическое напряжение сдвига (СНС);
• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);
• Пластическая вязкость (ηпл.).
2. Показатели фильтрации и стабильности:
• Показатель фильтрации;
• Толщина фильтрационной корки;
• Показатель стабильности;
• Суточный отстой;
• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).
3. Фрикционные:
• Смазочная способность (коэффициент трения пары сталь-сталь);
• Коэффициент трения корки (КТК);
4. Показатели загрязнения:
• Твердые примеси;
• Пластовые флюиды.
5. Компонентный и химический состав:
• Содержание компонентов (глины, воды, утяжелителя, смазочных веществ и др.), а также различных ионов солей, общая минерализация и т. д.
Плотность бурового раствора, ρ, г/см3 - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая - раствор без газовой фазы.
Для измерения плотности могут быть использованы:
• Плотномер электронный ПЭ-1(принцип работы основан на измерении выталкивающей силы, действующей на погруженный в жидкость поплавок)
• Пикнометр;
• Весы рычажные - плотномер;
• Ареометр.
Условная вязкость (УВ), с - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т. е. подвижность бурового раствора. Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВВ-1, который состоит из мерной кружки, сетки и воронки.
Основные характеристики:
• Постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3 воды при температуре (20±5) °С,) с 15;
• Погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5;
• Объем воронки вискозиметра, см3 700;
• Объем мерной кружки, см3 500;
В воронку заливают 700 см3 бурового раствора, измеряют время истечения 500 см3 в секундах.
Статическое напряжение сдвига (СНС), дПа - этот показатель характеризует прочность тиксотропной структуры, возникающей в покоящемся растворе и интенсивность упрочнения её во времени. СНС характеризует удерживающую способность бурового раствора при отсутствии циркуляции. Измеряют СНС за 1 и 10 мин. с помощью приборов СНС-2; ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М (при повышенных температурах и давлении); вискозиметров фирмы FANN. СНС зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения неорганическими солями.
Пластическая вязкость (ηпл.), мПа*с - это условная величина, характеризующая вязкостное сопротивление течению бурового раствора; не зависит от касательных напряжений (давления прокачивания), измеряется с
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.
Динамическое напряжение сдвига (τ0), дПа - это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, которую необходимо разрушить для обеспечения течения бурового раствора, не зависит от давления прокачки и увеличивается с ростом вязкостного сопротивления. Измеряется с 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. τ0 зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения раствора неорганическими солями.
Водоотдача (Ф) - показатель фильтрации, мл/30мин. - величина, характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Определяется количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Определяется с помощью фильтр-прессов и приборов ВМ-6; УИВ-2М (при повышенных температурах и давлениях).
Водородный показатель (рН) - величина, характеризующая концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму концентрации ионов водорода (pH=-lg[H+]). Определяют с помощью портативных pH-метров и индикаторной бумаги.
Толщина фильтрационной корки, мм - величина, характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяется толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на проницаемой перегородке при определении показателя фильтрации. Определяется с помощью линейки.
Удельное электрическое сопротивление (ρ0, Ом*м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора.
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,
Где N - общее содержание песка, %;
Vo - общий объем осадка, выпавший за 1 минуту,см3;
2 - коэффициент для выражения результатов в %.
Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.