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.
Условная вязкость (Т). условная характеристика гидравлического опротивления бурового раствора прокачиванию. Замеряется прибором ВБР-2. Замеряют продолжительность истечения 500 см
3
3
Рис. 8.1. Вискозиметр бурового раствора ВБР-2
Удельный вес (γ). вес единицы объема бурового раствора. Определяют ареометром АГ-1; АГ-2; АГ-3ПП, АБР-2, рычажными весами, и пикнометром, измеряется в г/см
3
3
Рис. 8.2. Ареометр АБР-1
Водоотдача (В) это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Экспресс метод: при пропускании раствора через бумажный фильтр через 7,5 мин., а полученную величину умножают на 2, при этом давление на раствор составляет 1 кгс/см
2
Рис. 8.3. ВМ-6
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.
Рис 8.4. Отстойник ОМ-2
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, см
3
2 коэффициент для выражения результатов в %.
Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.
Рис. 8.5. СНС-2
Статическое напряжение сдвига (θ1/10). это наибольшие касательные напряжения, возникающие на стенке внутреннего цилиндра, погруженного в буровой раствор вращающегося со скоростью 0,2 об/мин. Характеризует прочность тиксотронной структуры за 1 мин и за 10 мин, измеряется мгс/см
2
Концентрация водородных ионов рН-водородный показатель. рН-7 среда нейтральная, рН<7 кислая, рН>7 щелочная. Измеряется индикаторной бумагой по цвету.
Динамическое напряжение сдвига τ
0
0
0
Пластическая вязкость ή измеряется в МПахс на ротационном вязкозиметре. В отличие от других параметров раствора используются при гидравлических расчетах. Физический смысл величина трения между частицами раствора в движении. 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.
Оптимальное соотношение этих величин следующее: Кр = τ0 / ή = 0,330,5
При Кр<0,33 раствор нестабильный, в утяжеленных растворах может выпадать утяжелитель.
При Кр>0,5 у раствора тяжелая реология, давление на насосах будет завышенное. [60]
Условная величина силы трения. При СПО движению бурильных противодействуют различные силы, в том числе силы трения о стенки скважины. И от того какая корка образовалась в результате фильтрации на стенке скважины, зависит величина силы трения. Прибор КТК-2 предназначен для определения коэффициента трения фильтрационной корки бурового раствора непосредственно на буровой, измеряется в %. Рис. 8.6.
Рис. 8.6. КТК-2
Содержание ионов калия в фильтрате растворов, можно измерять при помощи индикаторных полосок.
§ 34. Типы буровых растворов
Условно промывочные жидкости можно разделить на:
1. Естественные растворы, необработанные;
2. Растворы на пресной воде (NaCl < 1 %, Ca + <120 м
2
3. Растворы на соляной воде: солоноватая вода; морская вода (NaCl~ 3,5 %); соленасыщенная вода.
4. Кальциевые, малоизвестковые; высокоизвестковые; гипсовые; хлоркальциевые, калиевые и его разновидности;
5. Растворы с низким содержанием твердой фазы, менее 7 %;
6. Нефтеимульсионные растворы с 15 % нефти;
7. Обратные имульсии (инвертные) от 20 до 70 % воды в нефти;
8. Растворы на нефтяной основе;
9. Гидрогель-магниевые растворы;
10. Полимерные растворы.
Все жидкости, не подчиняющиеся закону Шведова Бингама т. е. не обладающие постоянной вязкостью, называются неньютоновскими. [9]
К жидкостям, поведение которых можно описать при помощи модели Шведова-Бингама, относятся суспензии (в эту категорию входит большинство буровых и тампонажных растворов), масляные краски, некоторые смазки, фармацевтические препараты, пищевые продукты и т. д.
Как правило, вязкость (ή) уменьшается с увеличением напряжения или скорости деформации, вещества разжижаются, становятся более подвижными. Это объясняется выравниванием, ориентированием взвешенных не симметричных твердых частиц суспензий или развертыванием цепей полимеров таким образом, что течению оказывается минимальное сопротивление. Среды, для которых характерны кривые течения, проходящие через начало координат, называются псевдопластичными.
Реже встречаются жидкости, вязкость которых увеличивается с повышением скорости деформации. Это объясняется разрушением агрегатов твердых частиц, ориентация которых в состоянии покоя направлена на уменьшение пустот между ними, а так же увеличение «пористости» суспензии, часть жидкости перемещается в образовавшиеся пустоты и между частицами начинает появляется так называемое сухое трение, смазка оказывается недостаточной и трение увеличивается. Такой процесс наблюдается в системах с высокой концентрацией твердой фазы и в грубых дисперсиях: водных суспензиях с высокой концентрацией барита, мелколлоидальной глины, слюды, металлических окислов и др. Эти вещества называются дилатантными. [81]