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 (η_пл.);

• 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 (η_пл.) 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 (η_пл.).

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 (η_пл.), 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) - показа тель 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.