Свойства буровых растворов 18 40 1 Важнейшие

Свойства буровых растворов 18: 40 1

Важнейшие свойства буровых растворов: ü плотность; ü структурно-механические, реологические, фильтрационно-коркообразующие, электрохимические и триботехнические свойства; ü содержание твердой фазы, коллоидных глинистых частиц, абразивных частиц (песка), нефти и газа; ü седиментационная устойчивость; ü ингибирующая, консолидирующая (крепящая), недиспергирующая, закупоривающая и другие способности. 18: 40 2

Плотность - создание гидростатического давления в скважине для исключения выброса из пласта и сохранения устойчивости ствола. Большая плотность снижает скорость бурения и может привести к гидроразрыву пласта; • Облегченные до 1. 08 г/см 3; • Нормальные 1. 08 – 1. 26 г/см 3 ; • Утяжеленные от 1, 26 до 2. 25 г/см 3. Утяжеление – барит, сидерит, доломит, мел, известняк, гематит. 18: 40 3

Для измерения плотности буровых растворов используют ареометр АБР-1 или рычажные весы-плотномер ВРП-1. 18: 40 4

18: 40 5

По ПБ при бурении скважин на нефть и газ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину: ü 10 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1, 5 МПа; ü 5 % для скважин глубиной более 1200 м, но не более 2, 5 МПа – 3 МПа ; 18: 40 6

Плотность раствора определяется для каждого интервала с разными пластовыми давлениями по формуле: ρб. р. i = (1+К)*Рпл i /gh i , кг/м 3 где К−коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым ( 0, 1− в скважинах глубиной до 1200 м; 0, 05− в скважинах глубиной более 1200 м). Например, в интервале 0− 250 м пластовое давление на глубине 96 метров составляет 1, 1 МПа. Требуется определить плотность бурового раствора: ρб. р. = (1+К)*Рпл/gh = (1+0, 1)*1, 1*106/9, 8*96 = 1286 кг/м 3 = 1, 28 г/см 3 и должна быть не более: ρб. р. ≤ (1, 5+Рпл)/gh = (1, 5+1, 1)*106/9, 8*96 = 2764 кг/м 3 = 2, 76 г/см 3 Рассчитанные значения плотности соответствуют градиенту гидростатического давления столба бурового раствора: grad Рб. р. = Рб. р. /h = ρб. р. *g*h. /h = 1286*9, 8*96/96 = 0, 0126 МПа/м 18: 40 7

18: 40 8

Структурно-механические свойства (прочностные) Для возвращения структурированной системе (гель) свойств жидкости (золи) структуру необходимо разрушить, приложив некоторое усилие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т. е. от прочности образовавшейся структуры, и характеризуется статическим напряжением сдвига. Статическое напряжение сдвига - это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига принято выражать в д. Па. Практические значения СНС 0/10, д. Па = 30– 60/50– 100 18: 40 9

Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения проводят через 1 мин (СНС 1) и 10 мин (СНС 10) покоя. Структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют и коэффициентом тиксотропии Кт = СНС 10 / СНС 1. 18: 40 10

Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозиметры ВСН-3, ВСН-2 М и др. 18: 40 11

Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора т. е. в статичных условиях. Однако с увеличением СНС : 1). ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности; 2). возрастает величина импульсов давления на забой и стенки скважины при пуске насоса и проведении СПО, что может привести к флюидопроявлениям, нарушениям устойчивости стенок скважин, гидроразрыву пластов и поглощениям бурового раствора. 12 18: 40

Таким образом, величина статического напряжения сдвига должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя. 18: 40 13

Реологические параметры – вязкость и динамическое (ДНС) напряжение сдвига Вязкость : 1. Эффективная – величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление раствора при определенной скорости сдвига, эф (Па*с) 2. Пластическая – условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствии структурообразования в потоке бурового раствора, пл (Па*с) 3. Условная – величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, УВ (с). Динамическое напряжение сдвига – величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, 0 (д. Па) 18: 40 14

18: 40 15

Для реометрии буровых растворов наиболее широко используется ротационный вискозиметр ВСН-3. За рубежом, в том числе и при высоких температурах, используют ротационные вискозиметры, выпускаемые в основном американской компанией Fann. 18: 40 16

Ротационный вискозиметр 18: 41 17

Эффективная вязкость: эф = А* 300 / 600 А – константа вискозиметра ВСН – 3 Пластическая вязкость: пл = 600 - 300 600 и 300 – показания прибора при скорости вращения ротора 600 и 300 об/мин; Динамическое напряжение сдвига: 0 = 3*( 300 - пл ) 18: 41 0 СНС 0 18

На практике параметры PV и YP используются для оценки рабочей характеристики раствора непосредственно на буровой – для выбора способа обработки с целью поддержания его свойств. Параметр PV чувствителен к концентрации твердой фазы (требования к разбавления раствора), а на параметр YP влияет электрохимическая среда (определяется необходимость химической обработки). 18: 41 19

Пластическая вязкость: • Увеличивается с ростом концентрации и уменьшением размера твердых частиц в растворе, а также при введении полимеров, в особенности, со средней молекулярной массой (КМЦ, крахмал, полиакрилаты и т. п. ) • Снижается при очистке бурового раствора от твердой фазы, а также при разбавлении раствора водой. Динамическое напряжение сдвига: • Увеличивается с ростом концентрации и увеличением поверхности частиц глины, при загрязнении бурового раствора галитом, ангидритом, гипсом, при обработках раствора XC-полимерами (Duo-Vis, Flo-Vis, XSD и т. п. ) • Снижается при обработках раствора разжижителямидефлокулянтами (лигнитами, фосфатами, лигносульфонатами), а также при разбавлении раствора водой. 18: 41 20

Высокая вязкость раствора повышает : 1. транспортирующую способность потока и необходима при недостаточной скорости восходящего потока (? ) промывочной жидкости и в неустойчивых породах; 2. сопротивление движению в поровом пространстве. 18: 41 21

Высокая вязкость раствора снижает: 1. степень очистки забоя скважины от шлама; 2. степень охлаждения породоразрушающего инструмента; Высокая вязкость раствора увеличивает: 1. величину гидравлических сопротивлений; 2. величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины в процессе бурения; 3. амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны; 4. интенсивность обогащения бурового раствора шламом; 18: 41 22

Для оперативной оценки реологических свойств буровых растворов в нашей стране используют вискозиметр ВБР-1. Показателем реологических свойств в этом случае является условная вязкость. Условная вязкость определяется временем истечения 500 см 3 раствора из воронки 1, заполненной 700 см 3 бурового раствора. За рубежом условную вязкость измеряют с помощью воронки Марша, которая в отличие от ВБР-1 оснащена воронкой и мерной кружкой большей вместимостью. УВ = f ( , СНС 10, ) В неосложненных условиях УВ до 30 с; В неустойчивых породах УВ 40 с и более. 18: 41 23

Фильтрационно-коркообразующие свойства Фильтрация или водоотдача – способность проникновения фильтрата раствора в пласт и образование корки. Высокая фильтрация – ухудшение проницаемости пласта, снижение устойчивости стенок, но выше скорость бурения. Основное требование – снижение фильтрации, тонкая прочная корка! В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка быстро растет (мгновенная фильтрация). После того, как скорость роста корки становится равной скорости ее эрозии (разрушения), толщина корки и скорость фильтрации сохраняются постоянными. 18: 41 24

фильтрационная корка В верхней части скважины корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. 18: 41 25

Скорость фильтрации зависит: 1. от дисперсности частиц фильтрующейся системы 2. от свойств фильтрационной корки 3. от защиты частиц дисперсной фазы 4. от агрегативной неустойчивости 18: 41 5. от вязкости дисперсионной среды 6. от перепада давления 7. от температуры 26

Фильтрационнокоркообразующие свойства оценивают показателем фильтрации и толщиной фильтрационной корки с помощью прибора ВМ-6. Показатель фильтрации (Ф, см 3/30 мин) численно равен объему фильтрата, прошедшего за 30 минут через фильтрационную корку диаметром 75 мм при р = 0, 1 МПа. Значение водоотдачи: 5 – 10 см 3/30 мин. 18: 41 27

Для измерения показателя фильтрации при более высоком перепаде давления, используют фильтрпресс ФЛР-1 (создаваемый в нем перепад давления равен 0, 7 МПа) и установку УИВ-2, позволяющую проводить испытания при температуре до 250 С и перепаде давления до 5 МПа. 18: 41 28

Фильтрационная корка 18: 41 29

в н Стабильность За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра. Стабильным считается раствор, у которого С = 0, 02 -0, 03 г/см 3 18: 41 30

Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см 3, обозначают буквой 0. Стабильным считается раствор, у которого 0 = 3 - 4%. 18: 41 31

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ПЕСКА Под песком понимается количество (объем) всех крупных частиц, имеющихся в промывочной жидкости. Сюда относятся собственно песок, грубодисперсные частицы выбуренной породы и исходной твердой фазы промывочной жидкости. Содержание песка обозначается обычно буквой П, измеряется в %. 18: 41 32

Определение газосодержания Содержание газа необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в скважине. • Наличие пузырьков в промывочной жидкости легко обнаружить, нанеся небольшое количество ее на стеклышко, по поверхности которого жидкость может стекать. • Пузырьки видны при рассмотрении жидкости на свету. • Их можно заметить также на поверхности жидкости, протекающей по желобам. 18: 41 33

Концентрацию водородных ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и электрометрическим способами. Электрометрический способ используется для более точного определения р. Н в лабораториях на специальных приборах р. Н-метрах 18: 41 34