Строительство скважин

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

 

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid).

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасноевыполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

 

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

 

Разработка бурового раствора обладающего удовлетворительными характеристиками свойств, которые обеспечивают выполнение ей заданных функции, приводит к тому, что составы растворов становился все более сложными. В настоящее время во многих организациях, являющихся мировыми лидерами в области бурения, стоимость бурового раствора становится одной из главных статей расходов на бурение скважин.

 

Этот учебный модуль, разработанный специалистами лаборатории буровых растворов Томского политехнического университета, посвящен теме промывки скважин. Вы познакомитесь с функциями выполняемыми буровым раствором с целью обеспечения нормального состояния скважины, с методами контроля и управления их свойствами, а также наиболее экономичными способами получения и поддержания их качества.

 

Термин "буровой раствор" включает в себя - воздух, газ, воду, и различные типы многокомпонентных глинистых и безглинистых растворов. Термин "глинистый раствор" относится к группе дисперсных систем, в которых частицы глины находятся в воде или нефти. В этом модуле вы познакомитесь, прежде всего, с теми буровыми растворами, которые наиболее часто используются при бурении, а именно - "глинистыми растворами" на водной основе.

 

 


ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ОПТИМИЗАЦИИ КАЧЕСТВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

 

Качество промывочной жидкости является относительной характеристикой, получаемой путем сравнения фактических значений показателей ее свойств с регламентируемыми (эталонными) значениями.

 

Требуемые качество бурового раствора и соответственно его свойства, обеспечивающие выполнение требуемых функций, а также регламент на значения показателей этих свойств, определяются главным образом геолого-техническими условиями буренияскважины или ее отдельного интервала.

 

Геолого-технические условия бурения включают в себя три основных элемента, которые определяют выбор функций бурового раствора и регламента на значения показателей его важнейших свойств.

 

1. Геологические элементы:

 

- минералогический состав разбуриваемых горных пород и их физико-технические свойства (прочность, влажность, проницаемость, пористость, абразивность, набухаемость, размокаемость, трещиноватость и др.);

 

- степень и состав минерализации подземных (поровых) вод;

 

- градиент пластового давления;

 

- градиент гидроразрыва пластов;

 

- геотермический градиент и др.

 

2. Технические элементы:

 

- способ бурения;

 

- глубина скважины (интервала залегания разбуриваемых горных пород);

 

- диаметр скважины;

 

- зенитный и азимутальный углы скважины;

 

- зазор между бурильными трубами и стенками скважины;

 

- техническое состояние бурильных труб и др.

 

3. Технологические элементы:

 

- параметры режима бурения;

 

- тип породоразрушающего инструмента;

 

- механическая скорость бурения;

 

- величина проходки за рейс и др.

 

На основе анализа состояния перечисленных выше элементов и их связей друг с другом выбираются необходимые для рассматриваемых условий функции промывочной жидкости и формулируются требования к ней. Затем выбираются свойства промывочной жидкости, отвечающие за выполнение ею необходимых функций и требований, после чего устанавливается регламент на значения показателей этих свойств.

 

Для оценки эффективности выполнения промывочной жидкостью своих функций используется множество различных показателей, а для ее обеспечения - множество компонентов. Например, в 1994 г. 98 фирм США выпускали свыше 1900 наименований компонентов промывочных жидкостей, которые только по назначению делятся на 17 групп:

 

      понизители фильтрации,

 

      понизители вязкости,

 

      структурообразователи (загустители),

 

      регуляторы щелочности,

 

      ингибиторы глинистых пород,

 

      регуляторы термостойкости,

 

      пенообразователи,

 

      пеногасители,

 

      эмульгаторы,

 

      смазочные добавки,

 

      понизители твердости горных пород,

 

      бактерициды,

 

      флокулянты,

 

      ингибиторы коррозии и нейтрализаторы сероводорода,

 

      утяжелители,

 

      закупоривающие материалы (наполнители);

 

      реагенты, связывающие ионы кальция.

 

Естественно, что такое многообразие компонентов порождает множество возможных вариантов компонентных и долевых составов промывочных жидкостей.

 

При этом в процессе эксплуатации промывочные жидкости подвержены воздействию большого числа возмущающих факторов, которые, как правило, изменяют их качество не в лучшую сторону:

 

    выбуренные породы,

 

    пластовые флюиды,

 

    температура и др.

 

Эти особенности накладываются на традиционное многообразие геолого-технических условий бурения скважин и связанное со всем этим множество альтернатив при выборе показателей свойств промывочной жидкости.

 

И в такой много альтернативной по всем позициям ситуации специалисты по промывочным жидкостям вынуждены решать проблему выбора.

 

Но и это еще не все. По окончании бурения промывочная жидкость, содержащая различные химические реагенты, превращается в чуждые для окружающей природной среды отходы. Кроме того, в процессе бурения промывочная жидкость успевает загрязнить транспортируемую ею на поверхность разрушенную горную породу, а нередко, в результате ухода в поглощающие пласты, и недра.

 

Анализ влияния различных факторов на формирование объема основных отходов бурения свидетельствует о том, что большинство из этих факторов являются управляемыми и тесно связаны с функциональными свойствами промывочных жидкостей. Эти же свойства в значительной мере определяют и вероятность повышения экотоксичности промывочной жидкости в процессе бурения, под которой понимают ее токсичность по отношению к биологическим объектам окружающей природной среды.

 

Таким образом, подход к достижению технократических целей (бурить быстрее, лучше, дешевле) и гуманистических (минимизировать объемы отходов и их экотоксичность) общий - оптимизация качества промывочных жидкостей.


 

решения проблем оптимизации качества промывочных жидкостей

 

К требующим своего решения проблемам оптимизации качества промывочных жидкостей как теоретического, так и прикладного характера прежде всего следует отнести следующие:

 

- обоснование общей совокупности свойств и показателей, необходимых и достаточных для всесторонней оценки качества промывочных жидкостей с позиций известных и перспективных их функций, расхода ресурсов и их приготовление и эксплуатацию, выполнения ими требований безопасности труда и охраны окружающей природной среды;

 

- разработка и совершенствование методов и технических средств измерения показателей функциональных, ресурсопотребляющих, экологических и других свойств промывочных жидкостей, всесторонне характеризующих их качество;

 

- типизация геолого-технических условий бурения с позиций требований к качеству промывочных жидкостей;

 

- формирование групп показателей свойств промывочных жидкостей, подлежащих обязательному регламентированию в каждом из типов геолого- технических условий бурения;

 

- разработка научно-методических основ регламентирования значений

 

показателей различных свойств промывочных жидкостей;

 

- разработка и совершенствование методов оценки влияния на качество промывочных жидкостей возмущающих воздействий (выбуренных пород, пластовых флюидов, температуры и др.);

 

- создание алгоритма комплексной (обобщенной) оценки качества промывочных жидкостей;

 

- исследование степени влияния субъективных факторов на объективность и точность оценки качества промывочных жидкостей;

 

- исследование взаимосвязи между качеством промывочных жидкостей и качеством составляющих их компонентов, разработка и совершенствование методов и технических средств оценки качества основных компонентов промывочных жидкостей;

 

- создание реальных условий для формирования информационных массивов промывочных жидкостей различных компонентных составов силами буровых предприятий и программного обеспечения для автоматизированного решения задач оценки качества промывочных жидкостей, а также выбора их оптимальных составов вмногоальтернативных ситуациях;

 

- исследование взаимосвязи между качеством и стоимостью 1 м промывочной жидкости, качеством промывочной жидкости и стоимостью 1 м бурения и т.д.;

 

- создание отраслевых (межотраслевых) руководящих и методических материалов по оценке качества промывочных жидкостей.

 

При этом особого внимания заслуживает всесторонняя оценка свойств промывочных жидкостей на этапе их проектирования. Обусловлено это тем, что, исключая из рассмотрения какое-то свойство промывочной жидкости, мы не лишаем его реальности, оно все равно существует (действует) независимо от нас, но мы при этом не владеем информацией. Что же касается необходимости всесторонней оценки свойств именно на стадии проектирования (разработки), то и здесь все объясняется просто: качество должно быть заложено в промывочной жидкости, а не доказываться последующим контролем в процессе бурения.

 

 


КОНЦЕПЦИЯ ВЫБОРА И ОБОСНОВАНИЯ ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА

 

Обоснованный выбор наиболее оптимального типа бурового раствора, обеспечивающего нормальные условия сооружения скважин и предотвращение возможных осложнений сложная и неоднозначная задача. Богатый опыт в области разработки и применения буровых растворов, накопленный лабораторией буровых растворов Томского политехнического университета, позволяет выделить следующие узловые этапы в работе по их выбору:

 

1). Типизация геолого-технических условий сооружения скважины.

Определение перспективных площадей работ. Сбор геологической, гидрогеологической, инженерно-геологической и геофизической информации включающей минералогический состав пород разреза, кавернограммы по ранее пробуренным скважинам и др. Анализ собранной информации и исследование физико-технических свойств горных пород разреза и их оценка с позиции устойчивости стенок скважины и других осложнений. Выделение зон возможных осложнений при бурении и выяснение их причин.

 

2). Формулирование требований к буровым растворам.

 

На основе проведенного анализа геолого-технических условий бурения и выявленных вероятных зон осложнений выдвигаются требования к буровому раствору, при выполнении которых обеспечиваются нормальные условия сооружения скважины.

 

3). Анализ имеющегося опыта по применению буровых растворов в сходных условиях.

 

4). Изучение конъюнктуры рынка компонентов раствора (поставщики, цены, условия поставки и т.д.) и технико-экономическая оценка рентабельности приготовления бурового раствора на основе имеющегося сырья.

 

5). Аналитический подбор оптимальной рецептуры бурового раствора.

Аналитический выбор типа бурового раствора и его компонентного состава (на основе имеющегося опыта, наличие или возможности по приобретению глин и других реагентов и др). Лабораторное определение качества исходных компонентов, оценка технологических свойств приготовленных буровых растворов. Обоснованный выбор наиболее оптимального для данных геолого-технических условий компонентного и долевого состава бурового раствора основанный на методах планирования эксперимента и математической статистики

 

6). Оценка экологической безопасности буровых растворов и определение объемов отходов бурения.

 

7). Создание нормативной и инструктивной документации по применению бурового раствора.

 

На основе проведенной аналитической работы (анализа геолого-технических условий бурения, возможных осложнений и др)формулируются требования к буровому раствору, и выбирается его тип и ориентировочный состав.

 

В настоящее время в практике бурения скважин используется большое количество буровых растворов различных типов, существенно отличающихся по составу и свойствам. Это разнообразие объясняется неодинаковостью геологических и технических условий бурения скважин, а также существенными различиями в свойствах исходных компонентов, используемых для приготовления буровых растворов.

 

Составы растворов варьируют от водных (на основе воды как пресной, так и минерализованной) до углеводородных (на нефтяной основе), эмульсионных и пенных.

 

Значительная часть компонентов: глина, торф, целлюлоза, лигнин и др., а также химических реагентов, используемых для приготовления буровых растворов – естественные природные материалы, которые существенно отличаются по качеству.

 

Технология приготовления буровых растворов также в значительной мере влияет на параметры конечного продукта, поскольку кроме концентрации компонентов на них влияют порядок ввода, время и температура перемешивания и др.

 

Это объясняет существенное отличие в компонентном и долевом составе буровых растворов, принадлежащих к одному типу и предназначенных для использования в сходных геолого-технических условиях.

 

Выбор типа и рецептуры приготовления бурового раствора - сложная и кропотливая работа, основанная, прежде всего, на опыте разработчика. Кроме того, необходимо учитывать конъюнктуру рынка материалов для приготовления растворов и возможности организации, занимающейся бурением скважин в их приобретении.

 

В любом случае выбору типа, компонентного и долевого состава, а также рецептуры приготовления бурового раствора должны в обязательном порядке предшествовать лабораторные испытания, которые должны охватывать как оценку качества материалов для приготовления буровых растворов, так и оценку качества самих растворов.

 

В противном случае гарантировать обеспечение буровым раствором заданных требований и предотвращение возможных осложнений при бурении скважин невозможно

 

 


ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН, И ФУНКЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА

 

 

В практике бурения скважин наиболее часто встречаются ряд осложнений, которые связанные с технологическими и геологическими причинами.

 

1). Наработка большого объем шлама при бурении в рыхлых и слабосвязанных породах, что требует специального подхода к очистке скважины и бурового раствора.

 

2). Снижение или потеря устойчивости глинистых отложений и пород глинистого комплекса, находящихся в обнаженном состоянии в стенках скважины, вследствие нарушения естественного влажностного равновесия при контакте с буровым раствором.

 

3). Возможные обрушения стенок скважины при проходке горных пород сложенных несцементированными песками или тектонически нарушенных трещиноватых пород.

 

4). Поглощения бурового раствора при проходке зон тектонических нарушений и слабо напорных пород коллекторов.

 

5). Возникновение значительных сил сопротивления (трения) при бурении наклонно-направленных скважин.

 

6). Флюидопроявление высокоминерализованных пластовых вод.

 

7). Ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов.

 

Здесь перечислены осложнения, которые наиболее часто встречаются в условиях сооружения скважин компанией ЮКОС.

 

На основе богатого практического опыта накопленного лабораторией буровых растворов факультета геологоразведки и нефтегазодобычи ТПУ известно, что для обеспечения нормальных условий проведения буровых работ и предотвращения перечисленных осложнений при бурении скважин, буровой раствор должен отвечать ряду требованиям и выполнять ниже перечисленные функции.

 

 

Удаление продуктов разрушения из скважины.

Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте.

 

Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.

 

Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб

 

В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента.

 

Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины.

 

Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.


 

Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии

 

Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига

Облегчение процесса разрушения горных пород на забое

 

Активное воздействие бурового раствора на забой обусловлено, главным образом, за счет кинетической энергии потока на выходе из бурового снаряда.

 

Эффект гидродинамического воздействия усиливается путем подбора площади сечения и мест расположения каналов, через которые жидкость выходит на забой скважины. Эта функция промывочной жидкости наиболее эффективна в породах рыхлого комплекса.

 

Кроме того, облегчение процесса разрушения горных пород на забое может быть осуществлено за счет понижения их твердости. Сущность процесса понижения твердости горных пород заключается в следующем, горные породы не однородны по прочности, имеют более слабые места в кристаллической решетке, а также микротрещины, пронизывающие кристаллы и расположенные по их границам.

 

Жидкость как внешняя среда активно участвует в процессе механического разрушения горных пород, проникая в глубину деформируемого тела - в зону предразрушения, представляющую собой деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки (сольватные слои). Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев.

 

Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок.

 

Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы. Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения (прежде всего периодичности силовых воздействий), химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород.

 

На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ (не электролитов), так и ионы электролитов.

 

Понизители твердости разделяются на две группы:

 

1) реагенты, эффективность воздействия которых на скорость разрушения горных пород становится максимальной уже при небольших концентрациях и затем убывает;

 

2) реагенты, эффективность воздействия которых с увеличением концентрации их в. растворе возрастает.

 

В качестве основных понизителей твердости пород используются хлористый натрий, хлористый магний, хлористый алюминий, кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и различные мыла.

 

Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях, оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение, эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной фазы раствора.

Сохранение устойчивости стенок скважины

Сохранение устойчивости стенок скважины – непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок – действие горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород.

 

Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины.

 

Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки.

 

Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления (например, соли: галит, карналлит и др.). Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях.


 

Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт"

 

В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт – скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды.

 

Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт – поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения:

 

    снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок,

 

    теряется дорогостоящая промывочная жидкость;

 

    осложняется контроль за процессом промывки;

 

    загрязняются подземные воды.

 

Если пластовое давление больше гидростатическогодавления промывочной жидкости, возникает водопроявление – жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или пучение) стенок скважин.

 

В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях промывочной жидкости.

 

Обеспечение равенства давлений в системе пласт – скважина в процессе бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии проницаемых горных пород.

 

Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов

 

Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. В таких скважинах обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в качестве эксплуатационных.

 

Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации.

 

Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины

 

Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением специальных компонентов.

 

Перенос энергии от насосов к забойным механизмам

 

Для эффективной работы забойных механизмов (турбобуров, гидроударников, винтовых двигателей) требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими характеристиками забойных механизмов и условиями бурения. Энергия, затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости в скважине.

 

Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и другие их функции.


 

Обеспечение проведения геофизических исследований

 

При бурении скважин и по достижении проектной глубины обязательно проводится комплекс геофизических исследований, позволяющих уточнить геологический разрез и измерить ряд важных характеристик пласта. Эффективность таких исследований зависит от качества промывочной жидкости. Так, при повышенных реологических параметрах геофизические приборы могут зависать в скважине, в то время как бурильный -: инструмент опускается свободно. В отдельных случаях параметры промывочных жидкостей влияют и на показания приборов. Все эти обстоятельства должны учитываться при выборе качества промывочной жидкости.

 

Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа

 

Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород.

 

Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в промывочную жидкость либо при приготовлении" либо в процессе бурения. Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением специальных добавок – ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности от твердых абразивных частиц.

 

Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков

 

Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ- наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза,, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу.

 

Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов.


 

Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений

 

Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения(фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы. Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением сдвига глинистого раствора.

 

Снижение коэффициента трения

 

Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции.

 

Сохранение заданных технологических характеристик

 

В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ.

 

Экологическая чистота

 

При бурении наклонно-направленных скважин буровой раствор может попадать в водоносные горизонты, в русло рек и разливаться по поверхности в прирусловой зоне. По этой причине (несмотря на мероприятия по предупреждению этих явлений) раствор не должен оказывать губительное влияние на окружающую среду – должен быть экологически безопасным.

 

Для этой цели буровой раствор должен изготавливаться из нетоксичных материалов, не способных создавать ядовитые соединения. Токсичность материалов и их соединений должна контролироваться на этапе проектирования.

 

Экономическая эффективность

 

При условии выполнения буровым раствором всех вышеперечисленных функций он должен иметь минимально возможную стоимость. Это обеспечивается оптимальным подбором рецептуры приготовления бурового раствора и применением наиболее дешевых материалов для его производства (без ущерба качеству).

 

 


КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

 

 

Классификации облегчают выбор промывочной жидкости при бурении. При этом определяющим моментом должны служить характерные признаки раствора и условия его применения. Единой приемлемой во всех отношениях классификации промывочных жидкостей нет. Сложность заключается в том, что некоторые промывочные жидкости представляют собой дисперсные системы уже в исходном виде, другие можно относить к дисперсным системам лишь после циркуляции в скважине. Дисперсная фаза таких жидкостей представлена частицами разбуриваемых горных пород. Причем в ряде случаев стремятся увеличить содержание этой твердой фазы и ее дисперсность для получения промывочной жидкости с другими свойствами.

 

В промывочных жидкостях, которые уже в исходном виде представляют собой дисперсные системы, в процессе бурения изменяется состав дисперсной фазы. Нередко это изменение про- исходит не столько за счет увеличения количества компонентов, сколько вследствие активного физико-химического воздействия поступающих в жидкость частиц с дисперсионной средой. Для поддержания качества промывочной жидкости в нее добавляют так называемые химические реагенты, в дисперсной системе появляются новые компоненты.

 

В практике разведочного бурения в качестве исходных промывочных жидкостей используются:

 

1) вода;

 

2) водные растворы;

 

3) водные дисперсные системы на основе:

 

      добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);

 

      жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

 

      конденсированной твердой фазы;

 

      выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

 

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

 

5) сжатый воздух.

 

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

 

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 – 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

 

Промывочные жидкости в определенных условиях искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его Содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.

 

Промывочные жидкости с водной средой делятся по степени и составу минерализации. По степени минерализации промывочные жидкости могут быть: 1) слабоминерализованными (менее 3%), 2) среднеминерализованными (3 – 10%), 3) высокоминерализованными (более 10%). По составу минерализации они классифицируются в соответствии с названием соли, содержание которой является наибольшим – хлорнатриевая, хлоркальциевая, силикатная и т. д. Промывочные жидкости могут быть устойчивыми к действию солей и неустойчивыми. В первом случае их называют солеустойчивыми.

 

По особенностям поведения в условиях повышенных забойных температур промывочные жидкости делятся на термоустойчивые и термонеустойчивые. Они могут быть термосолеустойчивыми.

 

Все промывочные жидкости делятся на обработанные химическими реагентами и необработанные.

 

По назначению промывочные жидкости подразделяются на:

 

1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);

 

2) жидкости для осложненных геологических условий бурения.

 

По основному эффекту, достигаемому химической обработкой, промывочные жидкости для осложненных условий бурения можно подразделить на ингибированные, в которых структурообразование приостановлено на определенном уровне; солестойкие; термостойкие.

 

По способу приготовления промывочные жидкости бывают:

 

1) естественные;

 

2) искусственно приготовленные.

 

К первым относятся вода, углеводородные жидкости и промывочные жидкости, получаемые в процессе бурения за счет постепенного образования дисперсной фазы из разбуриваемых пород, ко вторым – все остальные.

 

Наибольшее распространение в качестве промывочных жидкостей получили глинистые растворы. В целом их можно разделить на две группы:

 

1) нормальные;

 

2) специальные.

 

К нормальным относятся растворы, не обработанные реагентами. Глинистые растворы, обработанные реагентами с целью направленного регулирования свойств применительно к конкретным геологическим и технологическим условиям, объединяются в специальные. Они получают название либо по наименованию основного активного компонента (ингибированные растворы – хлоркальциевые, ферросульфатные и т. д.), либо по технологическому названию (утяжеленные, растворы с противоморозными добавками и т. д.), либо по виду дисперсной системы (эмульсионные, аэрированные) .

 

Часто в промывочную жидкость вводят добавки специального назначения (смазывающие, пластифицирующие, эмульгирующие и т. д.). Как правило, добавки имеют многофункциональное действие. Это приводит к тому, что промывочные жидкости одного и того же состава в зависимости от того, какая в данных геологических условиях функция является главной, могут по назначению относиться к различным типам, что еще более усложняет их классификацию.

 

Классификация промывочных жидкостей по составу приведена на рис

 

 


 

Общая характеристики компонентного состава промывочных жидкостей

 

 

Наиболее широко используемым типом промывочных жидкостей являются суспензии, т.е. дисперсные системы, состоящие из жидкой дисперсионной среды и твердой дисперсной фазы. При этом дисперсионная среда чаще всего представлена водой, а дисперсная фаза глиной, существенно реже мелом, торфом, сапропелем, асбестом и др. Дисперсная фаза суспензий кроме преобладающих в ней твердых веществ может в незначительных количествах содержать углеводородные жидкости и газы. Наличие в составе суспензий углеводородных жидкостей, выполняющих функции смазочных и противоприхватных добавок, желательно, тогда как газообразная составляющая дисперсной фазы в данном случае является посторонней примесью, которая загрязняет суспензию.

 

Перечисленные выше твердые вещества относятся к активной части дисперсной фазы, качество и количество которых во многом определяет важнейшие функциональные свойства промывочных жидкостей. Кроме активной твердой фазы в состав суспензий может входить и инертная составляющая, включающая в себя утяжелители и закупоривающие материалы (наполнители).

 

Помимо названных активной и инертной составляющих твердой дисперсной фазы в суспензиях всегда присутствуют частицы выбуренных пород, которые в зависимости от степени их дисперсности и минералогического состава могут быть как активными, так и инертными. В нашей стране активные высокодисперсные частицы выбуренных пород нередко используют в качестве основной дисперсной фазы промывочных жидкостей, приготавливаемых непосредственно в скважинах, т.е. путем так называемого самозамеса. За рубежом самозамес, т.е. целенаправленное применение выбуренных пород в качестве дисперсной фазы промывочных жидкостей, не практикуется, так как свойства таких естественных суспензий трудно поддаются управлению и их кондиционирование требует повышенного расхода химических реагентов. Таким образом, что касается грубодисперсных частиц выбуренных пород, то они, так же как и газообразная фаза, относятся к загрязняющим промывочную жидкость примесям.

 

Для кондиционирования, т.е. придания промывочным жидкостям требуемых свойств на этапе их приготовления, регулирования (регенерации) свойств промывочных жидкостей в процессе бурения, а также для защиты их от возмущающих воздействий (высоких и низких температур, полиминеральной агрессии, воздействия выбуренных глинистых частиц, бактерий и др.) применяют различные химические реагенты.

 

Основной объем буровых работ, как в нашей стране, так и за рубежом, выполняется с промывкой скважин суспензиями, в которых активной твердой фазой являются высокодисперсные разности глин. Очевидно, что функциональные свойства глинистых суспензий во многом определяются качеством исходных материалов для их приготовления, т.е. качеством глин, которые чаще всего используют в виде порошков, и воды.

 

 


ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

 

 

Промывочные жидкости представляют собой физико-химические системы, состоящие из одной или нескольких фаз. Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентами поверхности раздела, называются гомогенными. Примером таких систем являются истинные растворы. Компоненты раствора – растворитель и растворенное вещество (вещества). Растворителемназывается среда, в которой равномерно распределены растворенные вещества. Растворитель содержится в системе в относительно большем количестве.

 

Процесс растворения в общем случае не представляет собой простого распределения молекул или ионов одного вещества среди молекул или ионов другого, но большей частью связан с различными взаимодействиями между ними физического и: химического характера. Растворы характеризуются концентрацией, т.е. количеством растворенного вещества в определенном объеме раствора. Концентрация выражается в массовых долях, массовых частях, молях растворенного вещества.

 

В бурении истинные растворы применяются либо для обработки промывочных жидкостей, либо (реже) в качестве самостоятельной промывочной среды, например растворы солей при бурении в зонах многолетнемерзлых пород.

 

Системы, состоящие из двух или большего числа фаз, между которыми существуют реальные поверхности раздела, называются гетерогенными. Значительная часть гетерогенных систем – дисперсные системы. К последним относится большинство промывочных жидкостей и тампонажных растворов.

 

Дисперсной фазой дисперсной системы называется вещество, мелко раздробленное и равномерно распределенное в другом, получившем название дисперсионнойсреды. И дисперсионная среда, и дисперсная фаза могут быть твердыми, жидкими и газообразными. Если частицы дисперсной фазы имеют одинаковый размер, то система называется монодисперсной, в противном случае – полидисперсной. В зависимости от вида и количества дисперсной фазы дисперсные системы относятся к жидкостям или твердым (твердообразным) телам. Промывочные жидкости и тампонажные смеси относятся в основном к полидисперсным системам.

 

Дисперсная фаза промывочной жидкости может быть представлена одним или несколькими компонентами. Чаще всего промывочные жидкости являются многокомпонентными системами.

 

Степень раздробленности частиц дисперсной фазы характеризуется дисперсностью(или степенью дисперсности) Чем выше степень дисперсности, тем больше общая поверхность раздела фаз.

 

Дисперсность определяет многие свойства дисперсных систем, в частности водоотдачу и структурно-механические свойства промывочных жидкостей. Дисперсность системы характеризует ее устойчивость.

 

Как правило, размер частиц дисперсной фазы неодинаковый. В системе всегда встречаются более крупные и более мелкие частицы, но большинство частиц имеют размеры, близкие по величине. Эти размеры частиц обусловливают в большинстве случаев свойства системы и отнесение ее к той или иной группе. В то же время свойства дисперсной системы во многом зависят от содержания наиболее мелких, коллоидных частиц. Вид и объем твердой фазы определяют консистенцию (густоту) системы.

 

Из грубодисперсных систем в качестве промывочной жидкости применяются суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости (пены).

 

Суспензиипредставляют собой мутные жидкости с находящимися в них во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Суспензии характеризуются неустойчивостью компонентов во времени. Частицы твердой фазы при прекращении движения под влиянием силы тяжести довольно быстро оседают (седиментируют), система расслаивается.

 

Эмульсияминазываются многофазные жидкие системы, в которых в одной жидкости находятся во взвешенном состоянии мельчайшие капельки другой жидкости. Эмульсии – также неустойчивые системы и могут существовать только при наличии поверхностно-активных веществ – эмульгаторов. Эмульсии разрушаются в результате коалесценции – укрупнения частиц дисперсной фазы при слиянии между собой.

 

Аэрированной жидкостью называется многофазная система, содержащая дисперсную фазу в виде пузырьков воздуха. При высоком содержании воздуха, когда последний играет роль дисперсионной среды, такие жидкости называются пенами.

 

 


ПАРАМЕТРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И МЕТОДЫ ИХ ИЗМЕРЕНИЯ

 

 

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

 

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

 

Приготовление бурового раствора путем смешивания дисперсной фазы с дисперсионной средой в подавляющем большинстве случаев не обеспечивает требуемых свойств. Параметры такой дисперсной системы должны быть доведены до необходимых значений, что достигается применением средств регулирования свойств буровых растворов и в первую очередь добавок активно действующих веществ.

 

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

 

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

 

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

 

1)    при приготовлении - для получения раствора с заданными свойствами;

 

2)     в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;

3)     в процессе бурения - для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

 

·       химической обработкой (путем введения специальных веществ - реагентов);

 

·       физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

 

·       физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

 

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

 

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины. Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

 

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

 

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

 

На нее воздействует высокая пластовая температура.

 

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролироватьспособность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

 

 


МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

 

 

1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

 

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

 

3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

 

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

 

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. к условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

 

 


ОТБОР ПРОБЫ БУРОВОГО РАСТВОРА И ПОДГОТОВКА ЕЕ К ИЗМЕРЕНИЮ

 

 

Чтобы свойства пробы бурового раствора соответствовали свойствам циркулирующей жидкости и хранящейся в емкости или земляном амбаре, необходимо уточнять место отбора пробы, ее объем и время между отбором пробы и ее анализом.

 

Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине, пробу следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины (устья) до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции.

 

Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам насосов. При необходимости характеризовать неоднородность циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из этих «пачек».

 

Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 - 5 л. Для получения этого объема через каждые 5 - 15 мин отбирают по 0,5 л жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом через сетку от вискозиметра.

 

Перед отбором проб из емкостей, в которых хранится буровой раствор, содержимое перемешивают с помощью насосов до тех пор, пока весь ее объем не станет однородным. Об этом должно свидетельствовать совпадение основных характеристик по крайней мере двух проб, взятых из разных, удаленных друг от друга участков хранилища (вязкость различается не более чем на 5%).

 

Существенную роль играет время между отбором пробы и анализом. Газ, вынесенный буровым раствором из скважины, может быстро улетучиться, в результате чего увеличивается ее плотность. Нагретый буровой раствор остывает, и многие характеристики ее изменяются, особенно это сказывается на величинах плотности, вязкости и содержания газа. Поэтому их определяют непосредственно у желобов буровой.

 


 

Промысловые испытания бурового раствора

 

Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также концентрацию солей и щелочность раствора.

 

Однако для качественного управления свойствами бурового раствора, позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных функций, такого набора параметров явно недостаточно.

 

Список основных тестов, которые необходимы для контроля за свойствами глинистого раствора.

 

1)    Плотность бурового раствора

 

2)    Стабильность и суточный отстой

 

3)    Реологические свойства

 

4)    Фильтрационные и коркообразующие свойства

 

5)    Липкость глинистой корки

 

6)    Содержание песка

 

7)    Содержание газа

 

8)    Определение pH

9)    Структурно-механические свойства

 

10)Ингибирующая и консолидирующая способность

 

11)Закупоривающая способность

 

12)Триботехнические свойства бурового раствора

 

13)Удельное сопротивление

 

 


УДЕЛЬНЫЙ ВЕС И ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА

 

Удельный вес - вес 1 см3 промывочной жидкости - обозначается Y и выражается в г/см3. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Обозначается она r и выражается в г/см3.

 

Удельный вес характеризует способность промывочной жидкости осуществлять в скважине гидродинамические и гидростатические функции:

 

1) удерживать во взвешенном состоянии и выносить из скважины частицы породы наибольшего размера;

 

2) создавать гидростатическое давление на стенки скважины, рассчитанное, исходя из необходимости предотвращения поступления в ствол скважины нефти, газа или воды из пласта и сохранения целостности стенок скважины;

 

3) обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

 

Плотность промывочной жидкости, содержащей газ, называют кажущейся, а плотность жидкости, не содержащей газа, истинной. Процесс измерения плотности основан на определении гидростатического давления на дно измерительного сосуда. Перед измерением промывочную жидкость пропускают через сетку вискозиметра ВБР-1.

 

Измерение плотности на рычажных весах.

 

Весы состоят из рычага, снабженного мерным стаканом для бурового раствора. Жидкость при измерении уравновешивается движком. Рычаг снабжен двумя призмами. При установке призмы в гнездо, которое находится в верхней части стойки, снабженной уровнем, измеряют плотность в пределах 1,5 - 2,4 г/см3, а при установке призмы 5 - в пределах 0,9 - 1,6 г/см3.

 

Перед измерением весы устанавливают горизонтально по уровню. Снимают рычаг и крышку. Мерный стакан заполняют до краев промывочной жидкостью, закрывают его крышкой, смывают водой излишек промывочной жидкости, выдавленный на стенки стакана, и устанавливают рычаг на стойке. Перемещая движок, уравновешивают рычаг и отсчитывают величину плотности по совпадению риски на движке с делением на соответствующей шкале. Если уравновешивание не удается, устанавливают рычаг на другую призму и снова уравновешивают. Для проверки прибора сосуд заполняют пресной водой при температуре 20 ± 50С. Плотность воды, измеренная путем уравновешивания движком, должна быть 1,00 ± 0,02 г/см3. При большем отклонении прибор необходимо отправить в мастерскую.

Определение плотности ареометром поплавкового типа

 

Прибор АБР-1.В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора.

 

Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза. Мерный стакан имеет две полости: одну для пробы замеряемого раствора, другую - компенсационную. В компенсационную камеру помещается балласт, необходимый для устойчивости погруженного в воду прибора, и компенсационный груз для тарировки, представляющий собой обычную чугунную дробь.

 

Поплавок перекрывается донышком, которое, с одной стороны, обеспечивает герметичность поплавковой камеры, а с другой - постоянный объем раствора в мерном стакане.

 

Стержень представляет собой дюралевую трубку с нанесенными на ней шкалами (одна основная, вторая поправочная, по которой определяют поправку в случае применения минерализованной воды). Трубка закрывается сверху полиэтиленовой пробкой на резьбе.

 

Съемный груз, обеспечивающий два диапазона измерения, представляет собой стальную арматуру, залитую снаружи полиэтиленовой оболочкой

 

Техническая характеристика АБР-1:

 

Пределы измерения, г/см3:

 

с калибровочным грузом ………………………………… 0,9 - 1,7

 

без калибровочного груза ……………………………….. 1,6 - 2,4

 

Погрешность измерения, г/см3……………………………….. 0,02

 

Объем пробы раствора, см3…………………………………… 78,5

 

Порядок измерения.

 

Перед использованием ареометр проверяют. Для этого мерный стакан заполняют водой, залитой в ведро, и измеряют ее плотность, отсчет берут по поправочной шкале. Деление на поправочной шкале, до которого погрузился ареометр, покажет алгебраическую величину поправки, которую следует добавлять к показаниям, полученным при основном измерении.

 

При измерении поплавок снимают со стакана, наполняют последний жидкостью, вновь присоединяют поплавок, обмывают снаружи, и ареометр в вертикальном положении опускают в футляр, наполненный чистой пресной водой. Отсчет плотности ведут по основной шкале. При надетом калибровочном грузе отсчет снимается по левой шкале с оцифровкой от 800 до 1700 г/см3. Если при надетом калибровочном грузе ареометр погрузится так, что шкала окажется под уровнем воды в ведре, то следует снять груз и отсчет вести по правой основной шкале с оцифровкой от 1700 до 2600 г/см3.

 

Стабильность и суточный отстой

 

 

clip_image001Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.

 

Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2, представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываемым раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость. Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра.

 

Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше.

 

Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0.

 

Испытываемую жидкость осторожно наливают в мерный цилиндр до отметки 100 см3, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части цилиндра. Отстой выражают в процентах выделившейся жидкости от объема пробы. Чем меньше суточный отстой, тем устойчивее, стабильнее промывочная жидкость.

 

Эти параметры следует измерять при температурах, соответствующих температуре раствора в скважине.

 

Стабильным считается раствор, у которого С = 0,02-0,03 г/см3, 0 = 3-4%.

 

 


РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА

 

Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими. Они характеризуются определенными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называют реологическими константами.

 

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:

 

·     на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента

 

·     транспортирующую способность потока

 

·     величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины

 

·     величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в процессе бурения

 

·     амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны

 

·     интенсивность обогащения бурового раствора шламом

 

·     скорость эрозии стенок скважин и др.

 

Оценка показателей реологических свойств производится для обоснованного выбора и целенаправленной разработки составов буровых растворов, обеспечивающих

 

·     максимизацию

     механической скорости бурения

 

     проходки на породоразрушающий инструмент

 

     ресурса работы буровых насосов

 

·     минимизацию осложнений, связанных

      с гидроразрывами пластов,

 

      водонефтегазопроявлениями,

      аккумуляцией шлама в кольцевом пространстве

 

      нарушениями устойчивости стенок скважин

 

·     для управленияэтими свойствами в процессе бурения

 

·     выполнения инженерных расчетов, в частности, гидравлического расчета промывки скважин.

 

Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).

 


 

 Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов

 

Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется выбором реологической модели.

 

Среди известных реологических моделей буровых растворов наибольшим распространением в отечественной и зарубежной практике пользуются модели Бингама - Шведова и Оствальда -де Ваале.

 

 

t = t0 + h×g

 

t = k×(g)n

 

Однозначное  мнение о том, какая из названных  моделей  является наиболее предпочтительной, до сих пор отсутствует. В связи с этим настоящей методикой по примеру зарубежной практики предусматривается использование той и другой моделей одновременно. Это позволяет для оценки реологических свойств буровых растворов использовать следующие показатели:

 

     - пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

 

     - динамическое напряжение сдвига  ДНС, дПа;

 

     - коэффициент пластичности  КП, 1/с;

 

     - показатель неньютоновского поведения  ПНП;

 

     - показатель консистенции  ПК, мПа*с;

 

     - эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 -ЭВ 100, мПа*с;

 

     - эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре     ЭВ10000, мПа*с;

 

     - коэффициент сдвигового разжижения  КСР.

 

     Пластическая вязкость бурового раствора характеризует темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости  сдвига. С увеличением пластической вязкости  возрастают гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины, и снижается ресурс работы буровых насосов, а также доля гидравлической мощности, подводимой к забойному двигателю и долоту.

 

Динамическое  напряжение сдвига косвенно характеризует прочностное сопротивление бурового раствора течению. С увеличением динамического напряжения сдвига увеличивается удерживающая способность раствора, но вместе с тем возрастают гидравлические  сопротивления в циркуляционной системе скважины, амплитуда колебаний давления при  пуске и остановке насосов и выполнении СПО, а также  вероятность  образования застойных зон с аккумуляцией в них выбуренной породы.

 

Коэффициент пластичности характеризуется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая  способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное  разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом  высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости  бурового  раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

 

Показатель  неньютоновского поведения бурового раствора характеризует степень отклонения его реологического  поведения  от поведения ньютоновских жидкостей. Снижение значений показателя  неньютоновского поведения  вызывает  выполаживание  эпюры  скоростей  потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, в результате чего повышается его транспортирующая способность, так как основная  масса  шлама оказывается в зоне максимальных скоростей.

 

Показатель консистенции характеризует густоту или вязкость бурового раствора. С увеличением  показателя  консистенции  увеличивается его транспортирующая и удерживающая способность, но вместе с тем увеличиваются и гидравлические  сопротивления  в циркуляционной  системе, а также  амплитуда  колебаний  давления  при  инициировании течения бурового раствора и выполнении СПО, что повышает  вероятность возникновения гидроразрыва стенок скважины со всеми вытекающими (или втекающими) последствиями.

 

Эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 характеризует вязкость бурового раствора в кольцевом пространстве скважины и является  основным показателем, определяющим транспортирующую способность потока, которая тем выше, чем выше значения  ЭВ100. Однако с ростом  ЭВ (100) увеличиваются гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в кольцевом пространстве и, соответственно, дифференциальное  давление, что ведет к снижению  механической  скорости бурения и проходки на долото в результате не только удержания  частиц разрушенной породы на забое, но и ухудшения условий формирования зоны предразрушения (условий зарождения и развития макро- и микротрещин).

 

Эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре  характеризует вязкость бурового раствора в насадках долот и в шламоотделителях. С уменьшением ЭВ10000 повышается степень очистки  забоя скважины от шлама и охлаждения вооружения долот, вследствие чего возрастает ресурс их работы и механическая скорость бурения. Кроме того, с уменьшением ЭВ (10000) снижается интенсивность обогащения  бурового раствора шламом, так как при меньшей вязкости последний легче отделяется в очистных устройствах.

 

Коэффициент  сдвигового  разжижения  характеризует интенсивность изменения вязкости бурового  раствора с изменением  скорости  сдвига.

 

Чем выше значения коэффициента сдвигового разжижения, тем выше способность бурового раствора к сочетанию  высокой  степени  очистки  забоя скважины с хорошей  транспортирующей  способностью потока в кольцевом пространстве.

 

Идеальный с точки зрения реологии буровой  раствор в прямом потоке (в бурильной колонне, забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных  устройствах  должен  обладать  вязкостью, близкой к вязкости воды, а в обратном потоке иметь  удерживающую способность, достаточную для транспортирования  шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

 

С этих  позиций в  соответствии  с  рекомендациями  ВНИИКРнефти, ВНИИБТ и СибНИИНП желательные пределы изменения значений  показателей реологических  свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный, должны быть следующими.

 

 

 

Желательные значения реологических свойств буровых растворов

 

 

Каче-ство раст-вора

 

Пределы изменения значения показателей

 

ПВ,

 

МПа*с

 

ДНС,

 

дПа

 

КП,

 

1/с

 

ПНП

 

ПК,

 

МПа*с

 

ЭВ(100) мПа*с

 

ЭВ(10000) мПа*с

 

КСР

 

Отличный

 

3-6

 

15-30

 

>500

 

<0,4

 

400-

 

1000

 

25-50

 

1,0-2,5

 

>0,6

 

Хороший

 

6-10

 

20-50

 

350-

 

500

 

0,4-

 

0,55

 

150-

 

800

 

20-40

 

2,5-5,0

 

0,45-0,6

 

Удовлетв

 

10-15

 

20-50

 

200-

 

350

 

0,55-0,75

 

150-

 

300

 

15-30

 

5-8

 

0,25-

 

0,45

 

 

 


МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РЕОМЕТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ НА РОТАЦИОННОМ ВИСКОЗИМЕТРЕ ВСН-3

 

 

Установить  ВСН-3  на столе, не подвергающемся  вибрациям и тряске.

 

Проверить "нуль" шкалы  прибора.  При  несовпадении  "нуля" шкалы с визирной линией на смотровом стекле, установить "нуль" шкалы, руководствуясь при этом инструкцией по эксплуатации ВСН-3.

 

Поставить тумблер в положение "откл" и включить  вилку прибора в сеть переменного тока напряжением 220 В и частотой 50 Гц.

 

Надеть гильзу на шпиндель-шестерню, налить в стакан до риски испытуемый буровой раствор и установить  стакан на телескопический столик.

 

Измерить  температуру  испытуемого бурового раствора с точностью до ближайшего деления термометра.

 

При  проведении  реометрических  измерений бурового раствора его температура должна составлять 21 ± 3 ºС.

 

Поднять  телескопический столик и зафиксировать его в верхнем положении поворотом по часовой стрелке.

 

Установить переключатель частот вращения гильзы в положение 600 об/мин, тумблер - в положение "вкл" и перемешать испытуемый буровой  раствор в течение  5 мин с целью  разрушения в нем структуры.

 

Дождаться  устойчивого, не  изменяющегося  при  вращающейся гильзе в течение 1 мин, положения шкалы прибора и взять отсчет с точностью до 1/4 деления  шкалы. Повторить  измерения 1 - 2 раза при той же частоте вращения гильзы.

 

Провести  измерения  при частотах вращения гильзы равных 400, 300, 200 об/мин и записать полученные результаты.

 

По окончании измерений  опустить  телескопический  столик, снять  стакан и гильзу, вымыть  их  и насухо  вытереть. Измерительный элемент промыть ершом над стаканом с водой.

 

     П р и м е ч а н и я :

 

Реометрические измерения от момента  окончания  перемешивания бурового раствора и до момента снятия последнего  повторного отсчета при частоте вращения гильзы равной  200 об/мин должны  проводиться непрерывно с минимально возможной продолжительностью для того, чтобы исключить тиксотропное схватывание и потерю устойчивости  бурового раствора под действием центробежных  и гравитационных сил.

 

При зашкаливании прибора, оснащенного пружиной N1, на частоте вращения гильзы равной 600 об/мин, необходимо  продолжить  измерения, перейдя на частоту 400 об/мин, а при  зашкаливании  прибора и на этой частоте - проводить измерения на всех частотах, используя пружину N2.

 

При значениях угла поворота шкалы прибора, оснащенного пружиной N1, менее 10 град на частоте вращения гильзы  равной  200 об/мин, результаты измерений на этой  частоте в последующие  расчеты не включать, а в той же  ситуации на частоте  300 об/мин - использовать  для измерений на всех частотах  нестандартную пружину меньшей  жесткости.

 

Это требование обусловлено тем, что работа в диапазоне углов поворота шкалы  ВСН-3  от 0 до 10º  приводит к большим погрешностям оценки показателей реологических свойств.

 

Во всех случаях реометрические  измерения на ВСН-3 необходимо проводить не менее чем при трех различных частотах вращения гильзы.

 

 


МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕОЛОГИЧЕСКИХ  СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЙ НА ВСН-3

 

 

     Рассчитать средние значения углов поворота шкалы  ВСН-3 для каждой из использованных в процессе  реометрических  измерений частот вращения гильзы

 

                                 n

                        φi = (Σ  φj )/ n, град,                                                  ( 3.1 )

 

                                 1

 

 

 

где   φj - измеренные  углы поворота  шкалы ВСН-3  при i-й частоте вращения гильзы, град; n- количество повторных измерений, проведенных при i-й частоте вращения гильзы.

 

Рассчитать значения касательных напряжений  сдвига при всех использованных в процессе измерений частотах вращения гильзы

 

 

                       τi =  К * φi, Па,                                                             ( 3.2 )

 

 

где  К - константа пружины  ВСН-3, использованной в процессе измерений, Па/град.

 

Значения констант К для пружин N1 и N2, входящих в комплект прибора ВСН-3, приводятся в руководстве по его эксплуатации.

 

При использовании нестандартных пружин значения констант К устанавливаются  путем  тарировки, осуществляемой  в соответствии с руководством по эксплуатации ВСН-3.

 

Поверка значений  констант К стандартных и нестандартных  пружин должна проводиться периодически, но не реже 1 раза в квартал.

 

Рассчитать  значения  скоростей  сдвига в кольцевом  зазоре ВСН-3 при всех частотах вращения гильзы.

 

                      π*wi                                        wi

 

     Υi   = --------------------- = 0.2094395 ------------ , с-1,                           (3.3)

 

                15*[ 1 - (d/D)2 ]                         1 - (d/D)2

 

 

где  wi- i-я частота вращения гильзы,об/мин; d - диаметр измерительного элемента, мм; D - внутренний диаметр гильзы, мм.

 

Диаметр  измерительного элемента и внутренний диаметр гильзы определяются по данным технической характеристики ВСН-3 или путем непосредственного измерения.

 

  Рассчитать величину пластической вязкости

 

 

                      (Στi*γi- Στi* Σγi/m)*1000

 

         ПВ = ------------------------------------- , мПа*с,                                   (3.4)

 

                                Σγi2  - (Σγi )2/m*

 

 

где  m - число  использованных  в процессе  реометрических  измерений частот вращения гильзы; Στi, Σγi- сумма значений  соответственно касательных  напряжений и скоростей  сдвига по всем  использованным в процессе измерений частотам вращения гильзы; Στi**γi - сумма произведений  касательных напряжений на скорость  сдвига по всем использованным  в  процессе измерений  частотам вращения гильзы; Σγi2 , (Σγi)2 - соответственно сумма квадратов и квадрат  суммы  скоростей  сдвига по всем использованным в процессе измерений  частотам вращения гильзы.

 

Рассчитать величину динамического напряжения сдвига

 

 

             ДНС = 10*[( Στi - 0.001*ПВ* Σγi)/m], дПа.                              (3.5)

 

 

Рассчитать значение коэффициента пластичности

 

 

                        КП = 100*ДНС/ПВ, 1/с.                                                (3.6)

 

 

Рассчитать величину показателя неньютоновского поведения

 

 

                             Σ(ln τi* lnγi)– (Σ ln τi* Σlnγi)/m

             ПНП = ---------------------------------------------,                                (3.7)

 

                                    Σ(lnγi)2 -  lnγi)2/m

 

где Σ ln τi, Σlnγi - сумма значений натуральных логарифмов  соответственно касательных напряжений и скоростей сдвига по всем  использованным в процессе измерений частотам вращения гильзы; Σ(ln τi* lnγi) - сумма произведений значений  натуральных   логарифмов  касательных напряжений на значения натуральных  логарифмов   скоростей сдвига по всем использованным в процессе  измерений частотам  вращения гильзы; Σ(lnγi)2,  lnγi)2 - соответственно сумма квадратов и квадрат суммы значений натуральных логарифмов  скоростей  сдвига  по всем использованным в процессе измерений частотам вращения гильзы.

 

Рассчитать  значение  показателя  консистенции при скорости сдвига равной 1c-1.

 

 

        ПК = 103*{exp[1/m*( Σ ln τi - ПНП* Σlnγi)]}, мПа*с,                        (3.8)

 

 

Рассчитать величину эффективной вязкости при скорости сдвига равной 100 с-1.

 

 

                  ЭВ100 = ПК*(100) (ПНП – 1), мПа*с.                                         (3.9)

 

 

 Рассчитать величину эффективной вязкости при полностью разрушенной структуре.

 

 

                ЭВ 10000 = ПК*(10000) (ПНП - 1) , мПа*c.                                   (3.10)

 

 

Рассчитать значение коэффициента сдвигового разжижения.

 

 

                                    lgЭВ200 - lgЭВ600

 

                    КСР = -----------------------------,                                              (3.11)

 

                                       lg  600 - lg  200

 

 

где  lg  200, lg  600  - значения  десятичных  логарифмов  скоростей сдвига в кольцевом зазоре ВСН-3 при частотах вращения гильзы соответственно  равных 200 и 600 об/мин;  lgЭВ200,  lgЭВ600 - значения десятичных логарифмов эффективной вязкости бурового раствора при  скоростях сдвига в кольцевом зазоре ВСН-3, соответствующих частотам  вращения гильзы равным 200 и 600 об/мин.

 

 

                  ЭВ200 = ПК*( 200) (ПНП - 1) ,                                                    (3.12)

 

 

                  ЭВ600 = ПК*( 600) (ПНП - 1) .                                                    (3.13)

 

 

 

С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.

 

 

Условная вязкость

 

Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.

Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.

 


 

Техническая характеристика ВБР-1

 

Постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3воды)

 

 при температуре 20±50 С, с ………………………………… 15±0,5

 

Абсолютная погрешность постоянной вискозиметра, с ……… ±0,5

 

Объем воронки вискозиметра, см3……..………………………. 700

 

Длина трубки, мм ………………………………………………… 100

 

Диаметр отверстия трубки, мм ………………………………. 5,0±0,01

 

Объем мерной кружки, см3……………………………………… 500

 

Масса, кг:

 

 Вискозиметра ………………………………………………… 0,260

 

 мерной кружки ……………………………………………….. 0,135

 

 ковша ………………………………………………………….. 0,236

 

Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 100). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.

 

Условная вязкость определяется временем истечения 500 см3 раствора через трубку из воронки вискозиметра, заполненной 700 см3раствора.

 

За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.

 


ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ И КОРКООБРАЗУЮЩИЕ СВОЙСТВА

 

 

Процессы фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной системы, происходящий при движении системы через пористую среду, размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы или меньше их.

 

Дисперсная система находится при этом по одну сторону пористой среды и с этой же стороны имеется превышение давления, вызывающее процесс фильтрации. В результате движения дисперсной системы через пористую среду в порах и на поверхности пористого тела задерживаются частицы дисперсной фазы, образуя фильтрационную корку. Последняя также содержит и некоторое количество дисперсионной среды, но значительно меньше, чем исходная дисперсная система.

 

Дисперсная система состоит из частиц, которые принадлежат к одной из двух групп. В первой средний размер частиц меньше, чем средний размер пор. Такие частицы проходят в пористую среду на некоторую глубину и создают корку внутри пористого тепа. Более крупные частицы не проходят в пористую среду и образуют корку на ее поверхности. Проходы, остающиеся в фильтрационной корке между более крупными частицами дисперсной фазы, перекрываются более мелкими частицами.

 

В продолжающемся процессе фильтрации жидкость проходит через образовавшуюся фильтрационную корку, оставляя на ней все новые и новые частицы; толщина фильтрационной корки непрерывно растет, а ее проницаемость (способность пропускать через себя фильтрат) снижается в связи с увеличением гидравлических сопротивлений.

 

Поэтому фильтрация есть процесс, затухающий во времени. Объем фильтрата, накапливающегося во времени, пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации. Если на логарифмической бумаге откладывать продолжительность фильтрации и объем фильтрата, соответствующий ей, получится прямая линия, позволяющая определить объем фильтрата через заданный промежуток времени.

 

Объем фильтрата принято измерять через 30 мин после начала процесса. Логарифмическая зависимость позволяет ускорить измерение: объем фильтрата, выделившийся через 7,5 мин, практически равен половине объема, получаемого после 30 мин фильтрации.

 

На свойствах фильтрационной корки сказывается изменение скорости фильтрации во времени. Часть корки, которая прилегает к поверхности пористого тела, более уплотнена, обладает наименьшей влажностью и наибольшей прочностью. Чем ближе к исходной дисперсной системе, тем более рыхлой будет часть корки, тем ближе ее состав к составу дисперсной системы. Однако между коркой и системой существует граница раздела, на которой свойства дисперсной системы скачкообразно изменяются. Иногда эту границу трудно заметить вследствие тиксотропного упрочнения дисперсной системы.

 

Скорость фильтрации в значительной степени зависит от дисперсности частиц фильтрующейся системы. Чем меньше размер частиц (когда частицы крупнее пор), тем меньше скорость фильтрации. Когда размер частиц меньше, чем размер пор, скорость фильтрации с уменьшением размера частиц снова возрастает. Скорость фильтрации полидисперсной системы меньше, чем монодисперсной. Это объясняется тем, что более мелкие частицы будут перекрывать просветы между более крупными. Поэтому в распределении частиц дисперсной фазы по их размерам существуют оптимальные соотношения, обеспечивающие наименьшую скорость фильтрации. Для таких соотношений каждая группа более мелких частиц обеспечивает перекрытие просветов между частицами следующей группы частиц большего размера.

 

Кроме этого способа уменьшения скорости фильтрации существуют и физико-химические способы. Так, если частицы дисперсной фазы не защищены от коагуляции, они будут слипаться друг с другом и образовывать рыхлые агрегаты, легко проницаемые для дисперсионной среды. Фильтрационная корка, образованная такими агрегатами, также будет легко пропускать через себя фильтрат.

 

Принятие мер, обеспечивающих защиту частиц дисперсной фазы от агрегативной неустойчивости, обеспечивает получение дисперсной системы, не содержащей рыхлых агрегатов.

 

Фильтрационная корка в такой системе будет образована частицами, плотно прилегающими друг к другу, а следовательно, будет малопроницаемой. В отличие от рыхлой упаковки частиц в корке, образованной агрегатами, эту упаковку называют компактной. Когда защита обеспечивается добавлением высокомолекулярных и высоко гидрофильных органических соединений, их частицы также принимают участие в процессе коркообразования, заполняя более мелкие просветы, остающиеся между частицами дисперсной фазы, и еще более снижая проницаемость корки.

 

Следующим фактором, определяющим скорость фильтрации, является вязкость дисперсионной среды. С увеличением вязкости сопротивление фильтрата течению через поры фильтрующей поверхности возрастает, а следовательно, уменьшается скорость фильтрации. Указанные высокомолекулярные органические соединения при растворении в воде значительно повышают вязкость, снижая скорость фильтрации.

 

На процесс фильтрации существенно влияет величина давления, перепад которого и вызывает фильтрацию. По характеру этого влияния все фильтрационные корки делятся на несжимаемые и сжимаемые.

 

Во первых скорость фильтрации возрастает с увеличением перепада давления сначала быстро, затем все медленнее. Для сжимаемых корок вначале зависимость та же,однако при достижении определенного критического давления на корку, образованную в этих случаях частицами, слабо связанными друг с другом, последние перегруппировываются, обеспечивая более компактную упаковку. Скорость фильтрации снижается.

 

Значительно влияет на процесс фильтрации температура.

 

Различают статическую и динамическую фильтрацию. В первом случае единственным видом движения дисперсной системы над фильтрующей поверхностью является ее постепенное поступление в пористую среду. При динамической фильтрации дисперсная система принудительно, например с помощью мешалки, перемещается относительно фильтрующей поверхности и при достаточно высокой скорости размывает фильтрационную корку. Уменьшение толщины последней вызывает рост скорости фильтрации.

 

Существующие приборы для измерения водоотдачи делятся на работающие под давлением и работающие под вакуумом. Первые подразделяются на приборы, измеряющие статическую водоотдачу, и приборы, измеряющие динамическую водоотдачу (в процессе циркуляции над фильтром). Последние сложны и пока используются лишь в научных исследованиях наиболее распространенным в практике разведочного бурения приборам относятся ВМ-6 и ВГ-1М, в которых водоотдача измеряется в статическом состоянии при перепаде давления 0,1 МПа. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр площадью 28 см2за 30 мин.

 

 


 

Определение показателя фильтрации

 

 

Прибор ВМ-6 состоит из трех узлов: основания, напорного цилиндра с плунжером и фильтрационного стакана с принадлежностями. Фильтрационный стакан 5 в верхней части имеет горловину с наружной резьбой, нижний конец его также имеет резьбу. Узел напорного цилиндра состоит из собственно цилиндра 3 с ввернутой в него втулкой, плунжера 1 и груза-шкалы 2, укрепленного на плунжере. Шкала нанесена на прозрачной пластмассовой планке и прикреплена к грузу винтами. Сквозь шкалу видна отсчетная риска на верхнем конце втулки цилиндра.

 

В нижней части цилиндра имеется отверстие, которое служит для спуска масла из цилиндра при установке шкалы на «0» (совмещение нулевой риски шкалы с отсчетной риской втулки цилиндра). Отверстие перекрывается иглой. Цилиндр соединяется с фильтрационным стаканом с помощью резьбы. Для уплотнения места соединения предусмотрена прокладка из маслостойкой резины.

 

Основание представляет собой пластмассовую чашу с резьбой для соединения с фильтрационным стаканом, отверстием под пробку и каналами для сбора фильтрата. На поверхность основания укладывается фильтровальная бумага, на которой размещается кольцевая резиновая прокладка, герметизирующая соединение основания и фильтрационного стакана.

 

Принцип работыприбора ВМ-6 основан на способности жидкости отфильтровываться под давлением из раствора через фильтровальную бумагу, на поверхности бумаги при этом формируется фильтрационная корка. За показатель водоотдачи (фильтрации) принимается количество жидкости, отфильтровавшееся через круглый бумажный фильтр за 30 мин при избыточном давлении 0,1 МПа.

 

Техническая характеристика ВМ-6

 

Предел измерения, см3……….…………………………………………….. 40

 

Цена деления шкалы прибора, см3……………………………………….. 1,0

 

Давление фильтрации, МПа …………………………………………….. 0,1±0,01

 

Объем пробы раствора, см3……………………………………………….. 100

 

Масса, кг, не более …………………………………………………………. 3,3

 

Для ускорения определения водоотдачи, а также в случае, если ее величина ожидается более 40 см3, используют бланк с двойной логарифмической сеткой. Зависимость водоотдачи от времени выражается прямой линией. Измерив водоотдачу через более короткие отрезки времени, например 2, 5 и 10 мин, и отложив соответствующие точки на графике, можно провести через них прямую и продолжить ее до пересечения с ординатой, соответствующей 30 мин. Точка пересечения дает водоотдачу за 30 мин. Толщина и качество фильтрационной корки при таком методе определения водоотдачи не показательны.

Максимальная водоотдача, которую можно измерить непосредственно на приборах ВМ-6, составляет 40 см3за 30 мин. Для того чтобы можно было измерить больший показатель, к прибору прилагаются бланки с двойной логарифмической сеткой. Зависимость водоотдачи от времени на такой сетке выражается прямой линией. Измерив водоотдачу через более короткие отрезки времени, например 2 и 5 мин, и отложив соответствующие точки на графике, можно провести через эти точки прямую и продолжить ее до пересечения с ординатой, соответствующей 30 мин. Точка пересечения дает водоотдачу за 30 мин.

 

Толщина и качество фильтрационной корки при таком методе определения не являются показательными. Этот метод используется и для ускорения измерения водоотдачи. При этом для большей надежности делают три-четыре измерения, например через 1, 2, 3 и 5 мин.

 

Водоотдачу промывочных жидкостей, содержащих газ (воздух), и объем газовой фазы (в %) определяют в условиях бурения на приборе ВГ-1М. Прибор имеет удлиненные по сравнению с прибором ВМ-6 плунжер и цилиндр, а также шкалу, разделенную на две части: нижнюю для измерения содержания газа, верхнюю для измерения водоотдачи. Шкала перемещается в вертикальном направлении с помощью винтов, что необходимо для установки на нуль по шкале «газ».

 

Сначала определяется содержание газа. Плунжер, сжимая пробу раствора с газом, опустится. Деление шкалы «Газ», остановившееся против отсчетной риски на верхнем крае втулки цилиндра, укажет процентное содержание газа в исследуемом растворе. Отсчет по шкале надо брать сразу же после остановки груза-шкалы.

 

После измерения количества газа в растворе определяют водоотдачу. Спуская избыток масла с помощью дроссельного крана, совмещают нулевое деление на шкале «Водоотдача» с отсчетной риской на втулке цилиндра, открывают клапан и через 30 мин берут отсчет. Вакуумный способ измерения применяется в стационарных лабораториях. Преимущества его более благоприятные условия измерения и возможность исследования стабильных аэрированных жидкостей.

 

 


ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛИПКОСТИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

 

Неоднократно предпринимались попытки ввести в практику исследования буровых растворов определение такого параметра, как липкость глинистой корки. Однако из-за несовершенства предложенных методов и конструкций приборов определение и анализ этого показателя свойств раствора распространения на промыслах не получили.

 

Прибор для определения липкости глинистой корки, который может быть рекомендован для широкого применения.

 

Прибор состоит из столика 1, вращающегося вокруг укрепленной на стойке 8 оси 2. Упорный винт 4 фиксирует положение столика. На основании 5 прибора укреплена шкала 6 с отвесом 7, служащим для установления основания прибора строго горизонтально.

Липкость определяют следующим образом. Фильтр с глинистой коркой кладут на столик 1. На корку кладут стальной брусок 8 квадратного сечения со стороной квадрата, равной 10 мм; вес бруска б г, длина 64 мм. Вращением упорного винта стрелка 9 устанавливается против нулевого деления шкалы. После этого также вращением упорного винта увеличивают угол отклонения столика от горизонтали. С увеличением угла отклонения увеличивается составляющая сила тяжести бруска, стремящаяся сдвинуть брусок с глинистой корки. Когда эта составляющая сила преодолеет липкость корки, брусок соскользнет с нее. Тангенс угла наклона, при котором брусок соскользнет с глинистой корка, считается показателем липкости корки. Шкала прибора отмечает не величину угла отклонения, а его тангенс.

 

Этот метод определения липкости глинистой корки может быть применен и для фильтрационных корок промывочных жидкостей других видов.

 

 


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 %.

 

Таким образом, содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями. Чрезмерное содержание песка приводит к абразивному износу гидравлического оборудования и бурового снаряда, уменьшению механической скорости бурения.

 

Для промывочных жидкостей нормальным считается содержание песка до 4%.

 

Определение содержания песка основано на явлении седиментации грубодисперсных частиц в разбавленной промывочной жидкости.

 

Основной прибор для определения содержания песка металлический отстойник ОМ-2, представляющий собой цилиндр со стеклянной измерительной пробиркой в нижней части. На боковой поверхности пробирки нанесены деления через 0,1 см3. Пробирка крепится к нижней части цилиндра с помощью винта, перекладины 6 и прокладок 8 и 5.

 

Сверху отстойник закрывается крышкой 1 объемом 50 см3, которая используется как мерный сосуд. В верхней части цилиндра имеется отверстие, объем цилиндра ниже отверстия составляет 500 см3. В отстойник заливают сначала 200 300 см3 воды, далее 50 см3испытываемой жидкости, затем доливают воду, пока она не начнет выливаться через отверстие. Надев крышку и прикрывая пальцем боковое отверстие, переворачивают несколько раз отстойник, перемешивая воду с испытываемой жидкостью. После этого отстойник устанавливают в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин. За это время из раствора оседают частицы размером более 0,02 мм.

 

По делениям на пробирке определяют объем осевших частиц в см3и полученный результат умножают на два. Это будет содержание песка в %.

 

Для определения содержания коллоидных фракций твердой фазы пользуются ультрацентрифугированием.

 

 


СОДЕРЖАНИЕ ГАЗА

 

 

Содержание газа в растворе обозначается буквой Г и измеряется в процентах (%). Пузырьки, находящиеся в промывочной жидкости, могут состоять из естественного газа, проникшего в жидкость из стенок скважины или из выбуренной породы. В некоторых случаях газ находится в растворенном состоянии и вследствие уменьшения давления по сравнению с давлением в скважине вскипает, образуя пузырьки. Иногда это пузырьки воздуха, захваченного на дневной поверхности или внесенного насосами, которые захватывают воздух при незаполненных приемах.

 

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 или стекающей по доске, лопате при извлечении их из жидкости, при этом наблюдается рябь, напоминающая кипение жидкости. Содержание газа необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в скважине и способность жидкости оказывать на забой давление. Присутствие газа ухудшает работу насосов, увеличивает вязкость промывочной жидкости.

 

Способ определения содержания газа основан на сжимаемости газа, находящегося в жидкости; сама жидкость практически несжимаемая. Для измерения газа используют прибор ВГ-1. В связи с тем, что он аналогичен описанному выше прибору ВМ-6, сборка его состоит из аналогичных операций. При закрытом клапане фильтрационного стакана последний заполняют доверху промывочной жидкостью. Навинчивают напорный цилиндр, наливают в него масло и надевают плунжер. Под давлением плунжера пузырьки газа снимаются, вследствие чего глубина погружения плунжера, отмечаемая по соответствующей риске на шкале «содержание газа», и является искомой величиной содержания газа. Недостаток прибора заключается в том, что с уменьшением размера пузырьков их способность сжиматься уменьшается, вследствие чего получаются заниженные значения.

 

 

Метод разбавления

 

 

Метод основан на разбавлении промывочной жидкости водой, в результате чего пузырьки приобретают способность всплывать, уменьшая кажущийся объем промывочной жидкости. В мерный цилиндр с притертой пробкой (емкостью 250 мл) вносят отмеренные мензуркой 50 мл промывочной жидкости и добавляют 200 мл воды, часть которой перед этим используют на обмывание мензурки с остатками промывочной жидкости. Цилиндр закрывают пробкой, энергично взбалтывают его в течение 1 мин и оставляют в покое. После того как пена опадет, измеряют объем жидкости в мерном цилиндре. Этот объем будет меньше суммарного (250 мл) на величину объема газа. Содержание газа определяют по формуле

 

 

Г = 2 (250 Р),

 

где Р объем, занятый жидкостью после удаления газа.

 

 


 

Водородный показатель (рН)

 

 

Наличие в промывочной жидкости водородных ионов связано с процессом диссоциации воды, являющейся слабодиссоциирующим веществом: в 1 л при 220С диссоциирует 1×10-7 моля с образованием 1×10-7 моля водорода Н+ и 1×10-7 моля гидроксидной группы ОН-. Концентрацию диссоциированных молекул Н2О в воде и разбавленных водных растворах можно считать величиной постоянной. Произведение концентраций водородных и гидроксидных ионов, так называемое ионное произведение воды, также постоянно. Численное значение его при 220С равно 1 10-14.

 

Если в водных растворах концентрация водорода и гидроксидной группы одинакова (каждая равна 1×10-7моль/л), такие растворы являются нейтральными.

 

В кислых растворах концентрация водородных ионов превышает 1×10-7моль/л, в щелочных растворах концентрация ионов гидроксидной группы больше концентрации водорода.

 

Кислотность и щелочность раствора можно выражать либо через концентрацию ионов Н+, либо через концентрацию ионов ОН-. На практике для этого обычно пользуются концентрацией Н+.

 

Чтобы избежать неудобств, связанных с применением степенных отрицательных чисел, концентрацию водородных ионов принято выражать ее логарифмом с обратным знаком и называть водородным показателем

 

 

pН = -lg+]

 

 

В нейтральных растворах рН=7

 

В кислых рН<7 и уменьшается с ростом кислотности.

 

В щелочных растворах рН>7 и повышается с увеличением щелочности.

 

 

Концентрация водородных ионов рН важный показатель, определяющий характер физико-химических процессов в промывочной жидкости и необходимость обработки ее реагентами. В каждой дисперсной системе при определенных значениях концентрации водородных ионов наступает максимум и минимум стабильности.

 

Для различных промывочных жидкостей существует своя оптимальная концентрация водородных ионов, при которой они наиболее полно удовлетворяют требованиям технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях. Контроль за величиной рН позволяет определить причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения и принять меры по восстановлению ее качества. Концентрацию водородных ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и электрометрическимспособами.

 

Колориметрический способоснован на применении индикаторов. При этом способе используют наборы индикаторов и буферных растворов различных реактивов с определенными значениями рН. Фильтрат, полученный при измерении водоотдачи, наливают в пробирку, добавляют в нее раствор индикатора и сравнивают цвет жидкости в этой пробирке с цветом эталонных буферных растворов с индикаторами или с эталонной цветной шкалой, на которой указаны значения рН, соответствующие той или иной окраске. Более удобен колориметрический способ измерения рН с использованием набора индикаторной бумаги и эталонных цветных шкал. При измерении полоску индикаторной бумаги осторожно укладывают на поверхность промывочной жидкости. Когда полоска пропитывается жидкостью и цвет ее перестанет изменяться, прикладывают ее к эталонной шкале и по шкале определяют величину рН, соответствующую данной интенсивности окраски. Если подобрать подходящий цвет по шкале не удается, это значит, что сорт бумаги был выбран неправильно, опыт нужно повторить, взяв соответствующую бумагу. Колориметрический метод имеет невысокую точность (+0,5 рН) и чаще применяется в полевых условиях.

 

 
  clip_image003


Электрометрический способиспользуется для более точного определения рН в лабораториях на специальных приборах рН-метрах, например рН-262. Здесь для измерения величины рН используется система со стеклянным электродом, электродвижущая сила которой зависит от активности ионов водорода в растворе. Схема прибора для измерения рН приведена на рис. Стеклянный электрод 2 представляет собой трубку с полым шариком 1 из специального стекла на конце. При погружении электрода в раствор между поверхностью шарика электрода и раствором происходит обмен ионами, в результате которого ионы лития в поверхностных слоях стекла замещаются ионами водорода и стеклянный электрод приобретает свойства водородного электрода.

 

Между поверхностью стекла и контролируемым раствором возникает разность потенциалов, величина которой определяется активностью ионов водорода в растворе. Для создания электрической цепи при измерении применяются контактные электроды: внутренний контактный электрод 8, осуществляющий электрический контакт с раствором, который заполняет внутреннюю полость стеклянного электрода, и внешний контактный электрод (вспомогательный электрод) 4, осуществляющий электрический контакт с контролируемым раствором.

 

С целью защиты от воздействия высоких температур (при измерении рН растворов, температура которых выше температуры окружающего воздуха) вспомогательный электрод помещают вне контролируемого раствора и соединяют его с последним при помощи электролитической трубки 5 (ключа), наполненной раствором хлористого калия и заканчивающейся пористой перегородкой 6.

 

Раствор хлористого калия непрерывно просачивается через пористую перегородку, предотвращая проникновение из контролируемого раствора в систему электрода 4 посторонних ионов, которые могли бы изменить величину эдсэлектрода.

 

Для измерения эдс электродной системы применяется компенсационная схема, позволяющая существенно уменьшить потребляемый ток электродной системы при измерении. Электродвижущая сила Е электродной системы сравнивается с падением напряжения на сопротивлении, через которое протекает ток конечного каскада усилителя рН-метра. Этот ток пропорционален эдсэлектродной системы, а следовательно, и величине рН контролируемого раствора.

 

Прибор позволяет выполнить измерения рН с точностью до 0,01 единицы.

 

 


СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И КОАГУЛЯЦИЯ

 

 

По агрегатному состоянию и механическим свойствам дисперсные системы могут быть разделены на две группы: 1) свободнодисперсные, или бесструктурные, и 2)связнодисперсные, или структурированные.

 

 Свободнодисперсные системы отличаются подвижностью и не оказывают сопротивления сдвигу. Частицы дисперсной фазы такой системы находятся в относительно свободном состоянии, под влиянием внешних сил двигаются независимо одна от другой и не связаны в общую структурированную систему. Называются такие системы золями. Если дисперсионной средой является вода, то система носит название гидрозоль, если какая-либо органическая жидкость - органозоль и т. д.

 

Механические свойства этих систем аналогичны механическим свойствам их дисперсионной среды. Если буровой раствор, например водный карбонатный раствор, представляет собой в каком-либо конкретном случае свободнодисперсную, бесструктурную систему, то его механические свойства аналогичны свойствам дисперсионной среды. Он также не оказывает сопротивления сдвигу, т. е. не обладает механической прочностью, и является водной суспензией с низкой вязкостью, без загустевания при спокойном стоянии и без разжижения при движении.

 

Вязкость таких систем изменяется только при изменении количества дисперсной фазы, приходящейся на единицу объема. С увеличением объема частиц дисперсной фазы за счет заполнения части объема дисперсионной среды повышается вязкость системы.

 

Связнодисперсные, структурированные системы называются гелями.

 

В этих системах частички дисперсной фазы связаны между собой молекулярными силами сцепления и образуют пространственные структуры - сетки, каркасы, имеющие определенную механическую прочность.

 

Гели образуются как в лиофильных системах (лиогели), так и в лиофобных(коагели). Лиогели представляют собой студнеобразную систему, сохраняющую однородность во всем своем объеме. В коагелях обычно происходит процесс расслоения раствора: нижний слой - более плотный, концентрированный осадок, верхний слой - малоконцентрированный, рыхлый (менее связанная система).

 

Для получения в дисперсной системе структуры требуется наряду с другими условиями определенная концентрация твердой дисперсной фазы. Разбавленные системы с малой концентрацией твердой фазы обычно являются свободнодисперсными золями.

 

Дисперсная система, имеющая пространственную структуру, обладает такими физико-механическими свойствами, как прочность, упругость, пластичность, вязкость, зависящими от физико-химических свойств веществ, образующих систему, и их количественного соотношения. Структурно-механические свойства растворов определяют во многом их качество. Одной из наиболее важных характеристик промывочных жидкостей является тиксотропность, связанная с созданием и разрушением структуры.

 

Хорошие коллоидные буровые растворы - золии высокодисперсные суспензии, представляющие собой при перемещении маловязкие и подвижные жидкости, обладают способностью, находясь в спокойном состоянии, приобретать с течением времени структуру, загустевать и превращаться в гель. При механическом воздействии (взбалтывании, перемешивании, встряхивании, циркуляции) такой гелеобразный раствор вновь превращается в подвижный золь. Этот процесс может повторяться любое число раз. Превращение находящегося в спокойном состоянии золя в гель и подвергнутого механическому воздействию геля в золь называется тиксотропией.

 

Следовательно, тиксотропия представляет собой процесс, связанный с обратимыми созданием и разрушением пространственной структурной сетки-каркаса дисперсной системы.

 

Процесс образования сплошной сетчатой структуры в глинистых растворах можно представить следующим образом. Глинистые частицы в коллоидном растворе имеют удлиненно-пластинчатую форму. Гидратные оболочки частиц дисперсной фазы при воздействии внешних факторов (например, добавке электролитов} могут уплотняться, утоньшаться и разрываться. При утоньшении они легче всего разрываются в местах наибольшей кривизны на концах и ребрах частиц. Благодаря более тонкой защитной сольватной оболочке на концах и ребрах глинистых пластинок и поэтому более активному действию молекулярных сил при тепловом броуновсном движении на этих участках происходит сцепление глинистых частичек. Сцепленные по концам или ребрам частички образуют в растворе пространственную сетчатую структуру; система приобретает свойства геля. При механическом вмешательстве в период циркуляции глинистого раствора в скважине или при перемешивании в лабораторных условиях связи в этой пространственной решетке нарушаются.

 

Частички глины отрываются одна от другой, структура разрушается и раствор превращается в золь. При спокойном стоянии раствора структура его с течением времени постепенно восстанавливается, вновь происходит сцепление мельчайших глинистых частичек по местам наименьшей сольватации и создается пространственная структурированная сетка-каркас.

 

Если сольватная оболочка прорывается на концах и ребрах глинистых частиц, а в остальной части их поверхности сохраняется достаточно высокая сольватация, процесс соединения частичек твердой фазы с образованием сетчатой структуры называется гидрофильной коагуляцией.

 

Под коагуляциейпонимается процесс укрупнения (соединения, слипания, слияния) частиц дисперсной фазы в коллоидных и грубодисперсных системах, происходящий под действием молекулярных сил сцепления.

 

В зависимости от физико-химических свойств дисперсной системы коагуляция приводит к образованию пространственной структуры раствора и последующему застудневанию или же к агрегированию укрупненных частиц твердой фазы и выпадению их в виде хлопьевидного или довольно плотного порошкообразного осадка.

 

Первый случай принято называть скрытой, или гидрофильной коагуляцией, второй- явной, или гидрофобной, коагуляцией. Коагуляция вызывается различными причинами: изменением состава дисперсионной среды или температуры, добавлением в систему электролита. В бурении имеет значение коагуляция, возникающая при поступлении в промывочную жидкость электролитов.

 

В процессе проводки скважин при разбуривании горных пород, насыщенных минерализованными пластовыми водами, нередко наблюдается явная коагуляция глинистого раствора. Пластовые воды, насыщенные электролитами, проникают в глинистый раствор и способствуют укрупнению частичек твердой фазы, образованию осадка, толстой и рыхлой корки на стенках скважины. Для возникновения коагуляции необходима определенная концентрация электролита. Минимальная концентрация электролита, при превышении которой начинается коагуляция, называется порогом коагуляции.

 

Коагуляция коллоидных растворов в присутствии полностью или частично распадающихся на ионы растворенных в системе электролитов связана с воздействием этих ионов на разность потенциалов вблизи поверхности дисперсной частички. Добавка электролита-коагулятора вызывает изменение двойного электрического слоя, сжатие его диффузной части и уменьшение заряда частиц. У гидрофильных и гидрофобных коллоидов процесс коагуляции протекает различно.

 

Устойчивость гидрофильных коллоидов зависит главным образом от достаточной прочности гидратной оболочки-пленки на поверхности частиц твердой дисперсной фазы. Эти оболочки препятствуют агрегированию (слипанию) частиц, оказывают при некоторой их толщине «расклинивающее» действие.

 

Для коагуляции гидрофильного коллоида необходимо предельно уменьшить толщину сольватной оболочки или прорвать ее.

 

Устойчивость гидрофобных систем зависит от заряда поверхности частиц и от действия поверхностно-активных веществ-стабилизаторов (защитных коллоидов).

 

Добавка в систему электролита-коагулятора приводит к уменьшению зарядов частиц или к их нейтрализации. При этом образованные при помощи стабилизатора гидратные оболочки могут уменьшаться. Частички твердой фазы, встречаясь друг с другом вследствие теплового броуновского движения, при относительных перемещениях (постепенной седиментации) или движении с небольшими скоростями (легком перемешивании и т. д.) слипаются, агрегируют в более крупные и коагулируют.

 

Добавка специальных реагентов к коагулированным коллоидным системам может вызвать расщепление укрупненных агрегатов частичек дисперсной фазы, возникших в результате коагуляции. Восстановление дисперсности коагулированной коллоидной системы называется пептизацией. Пептизация происходит под влиянием адсорбционного воздействия жидкой дисперсионной среды системы при добавлении специальных адсорбирующих веществ - пептизаторов.Под влиянием этих веществ преодолеваются коагуляционные силы (силы сцепления частичек в агрегаты), агрегаты разукрупняются и увеличивается число частичек в единице объема. Вновь образующиеся на поверхности частичек адсорбционно-сольватные оболочки и пространственные двойные электрические слои начинают препятствовать сближению твердых частичек. Система восстанавливается и стабилизируется. Адсорбирующийся на поверхности частиц дисперсной фазы пептизатор обычно действует как стабилизатор.

 

В определенных условиях пептизация может быть одним из основных факторов образования структуры раствора. Если не вся поверхность частичек одинаково покрывается адсорбционно-сольватными оболочками, т. е. появляется мозаичность, может произойти их соединение и слипание на обнаженных участках, по местам контактов с образованием коагуляционной пространственной структурной сетки. Коагуляция и пептизация как процесс обратимого образования золя и геля (по П. А. Ребиндеру).

 

При частичной коагуляции с образованием пространственной структурной сетки-каркаса эта сетка механически заполняется жидкой дисперсионной средой - растворителем. В дальнейшем при спокойном стоянии системы и сближении частиц под действием молекулярных сил жидкость-растворитель может выделиться из системы при сохранении формы застуденевшего геля.

 

Выделение жидкости из системы при сохранении формы геля студня называется синерезисом

 


ПРЕДЕЛЬНОЕ СТАТИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ СДВИГА

 

 

Предельное статическое напряжение сдвига (СНС) обозначается буквой «q» и измеряется в Па.

 

Физический смысл: условная характеристика прочности тиксотропной структуры, возникающей в промывочной жидкости после нахождения в покое в течение одной (СНС1) или десяти (СНС10) минут. Первая величина характеризует удерживающую способность промывочной жидкости. При выборе параметров промывочной жидкости принимается меньшее значение величины СНС1, при котором обеспечивается выполнение указанной функции. При еще меньших величинах частицы породы не будут удерживаться во взвешенном состоянии.

 

В связи с тиксотропностью промывочной жидкости прочность структуры при длительном нахождении в покое может достичь таких значений, при которых в момент восстановления циркуляции сопротивление структуры вызовет очень большое увеличение давления промывочной жидкости, что способствует разрыву пласта. Поэтому кроме величины СНС1 измеряют и СНС10, причем тиксотропность характеризуют частным от деления второй величины на первую.

 

В промысловых лабораториях распространены различные ротационные приборы для определения СНС. Общим принципом действия этих приборов является уравновешивание сопротивлений, возникающих при взаимном перемещении исследуемой жидкости и находящегося в ней подвешенного на проволоке цилиндра, и упругих сопротивлений этой проволоки закручиванию. В одних ротационных приборах внутренний цилиндр является неподвижным, а заполненный раствором внешний цилиндр-стакан вращается, в приборах другого типа вращается внутренний цилиндр, а исследуемая жидкость во внешнем цилиндре-стакане находится в неподвижном состоянии. Если, например, вращается внешний стакан, то сила взаимодействия между находящимся в стакане структурированным раствором и поверхностью внутреннего цилиндра заставит последний также вращаться, а проволоку, на которой цилиндр повешен, - закручиваться. Вращение внутреннего цилиндра будет происходить до тех пор, пока возрастающее сопротивление закручиваемой проволоки не сравняется с сопротивлениями сдвигу, возникающими при взаимном перемещении цилиндра и жидкости.

 

Сила сопротивления раствора вращению в нем внутреннего цилиндра f1равна произведению боковой поверхности цилиндра на статическое напряжение сдвига:

 

В отечественной практике применяются ротационные приборы с неподвижным внутренним цилиндром и вращающимся внешним цилиндром-стаканом. Получил распространение прибор СНС-2 завода КИП.

 

 

Измерение с помощью прибора СНС-2

 

clip_image005Прибор состоит из измерительной части, стойки 8 и плиты-основания 13. Измерительная часть представляет собой цилиндр 9, подвешенный на стойке с помощью упругой нити 5 и погруженный в стакан 10 с промывочной жидкостью. Для определения угла поворота цилиндра служит градуированный на 3600 диск со шкалой 7, с ценой деления равной 10. Лимб жестко связан с цилиндром с помощью трубки 6, которая одновременно служит для защиты упругой нити. Для отсчета делений на лимбе служит прозрачный визир 8 с двумя черточками, сливающимися вместе при правильном положении глаза. Стакан помещается на вращающемся столике 11, соединенном гибкой передачей с электродвигателем 12, который вращает стакан со скоростью 0,2 об/мин.

 

 Прибор снабжен набором из трех пар упругих нитей. Для измерения рекомендуется использовать нити только № 5 и 6, обладающие наибольшим модулем упругости. В дне подвесного цилиндра имеется воздушная подушка, благодаря которой цилиндр может соприкасаться с промывочной жидкостью только боковой поверхностью. Прибор помещают на устойчивую горизонтальную поверхность (стол, полку), не подвергающуюся вибрациям или сотрясениям. С помощью установочных винтов 2 плиту 1 прибора устанавливают горизонтально. Вращая три винта, находящиеся в нижней части трубки, центруют нить, о чем судят по ее положению относительно верхнего среза трубки. В соответствии с принципом измерения касательных напряжений в ротационных приборах величины СНС определяют по наибольшему закручиванию нити при вращении стакана с промывочной жидкостью со скоростью 0,2 об/мин. Угол закручивания должен характеризовать прочность структуры.

 

Однако в процессе измерения прочность структуры возрастает тем больше, чем выше тиксотропность. В то же время нарастающие касательные напряжения рассасываются вследствие теплового движения частиц, разрушающего структуру.

 

Первый тиксотропный процесс превалирует над вторым (рассасыванием). Однако внести поправки на указанные изменения невозможно. Этим и объясняется необходимость применения нити, обладающей наибольшей жесткостью, обеспечивающей наименьшую продолжительность достижения измеряемой величины касательного напряжения, соответствующей данному значению СНС.

 

Чем скорее закончится измерение, тем меньше изменится за это время измеряемая величина. Поэтому и понятие предельного статического напряжения сдвига, используемое в бурении, имеет несколько условный характер. Это величина наибольшего касательного напряжения, возникающего на боковой поверхности подвесного цилиндра при вращении стакана ротационного прибора со скоростью 0,2 об/мин в течение 1 мин после начала измерения.

 

 

clip_image007Для определения СНС подвешивают измерительную часть прибора и, вращая при необходимости крутильную головку, устанавливают нулевое деление лимба против визира, чтобы обе риски совпали. Пробу жидкости перемешивают, лучше с помощью электрической мешалки. Пробу жидкости отбирают кружкой, и заполняют зазор между цилиндром и стаканом. При густой жидкости цилиндр слегка покачивают, добиваясь равномерного заполнения зазора. Заполнение прекращают, когда уровень жидкости совпадет с верхним срезом подвесного цилиндра. Быстро совмещают нулевое деление лимба с риской, вращая рукой трубки подвесной системы. (После заполнения жидкостью вращение головки недопустимо.) Включают секундомер, а через 1 мин - двигатель прибора. Наибольшее значение шкалы, совпадающее с риской в течение 1 мин измерения, умножают на коэффициент нити. Полученная величина и есть СНС1. Вращая трубки, снова устанавливают лимб на нулевое деление, совпадающее с риской, и включают секундомер. Через 10 мин включают двигатель к определяют величину СНС10. По окончании измерения выливают жидкость, снимают подвесную систему, промывают водой цилиндр и стакан до полного удаления остатков промывочной жидкости и вытирают досуха.

 

Проверка прибора сводится к калибровке упругой нити в соответствии с инструкцией, приложенной к прибору. Существенным недостатком прибора является легкость повреждения нити. При подвеске измерительной части и ее снятии необходимо предупреждать перегиб нити.

 

Методика измерения косвенно моделирует удерживающую способность промывочной жидкости. Вместо удержания частицы породы, находящейся в жидкости, от падения под действием силы тяжести задерживают вращение подвесного цилиндра с помощью упругой нити.

 

Из приборов, измеряющих предельное напряжение сдвига методом тангенциального смещения находящейся в исследуемой жидкости пластинки, за последние годы получил распространение для лабораторных исследований прибор Вейлера-Ребиндера.

 

В сосуд 1 с исследуемой жидкостью погружается прямоугольная рифленая пластинка 2 из алюминия или пластмассы. При помощи жесткой тяги 8 пластинка подвешена к пружине-динамометру 4. Сосуд 1 устанавливается на подвижной столик 7. При опускании сто- лика 7 вместе с сосудом 1 из-за сил взаимодействия между рифленой пластинкой и жидкостью пружина динамометра растягивается, так как в системе возникает напряжение сдвига. Величина растяжения пружины отсчитывается по микрошкале 5 и измеряется при помощи микроскопа 6, снабженного окулярным микрометром. Напряжение сдвига вычисляется по формуле

 

 

q = F/2S

 

где F - растягивающее усилие; S- боковая поверхность рифленой пластинки.

 

clip_image009 В США для измерения предельного статического напряжения сдвига используют описанный выше вискозиметр Штормера, основанный на определении минимального веса подвесного грузика, при котором ротор, помещенный в цилиндр-чашку с измеряемым раствором, начинает вращаться. Измерения производятся два раза: первое немедленно после перемешивания в чашке-цилиндре образца раствора, второе после десятиминутного нахождения раствора в состоянии покоя. Вес минимального груза в граммах, необходимый для преодоления сопротивления раствора и начала движения ротора в первом и втором измерении, характеризует прочность структуры, а разница между этими весами показывает тиксотропность раствора.

 

Для определения прочности структуры раствора применяется также прибор, называемый широметром. Прочность структуры измеряется этим прибором в фунтах на 100 кв. футов площади, результаты отсчитываются по специальной шкале.

 

Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции промывочной жидкости. Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина статического напряжения сдвига должна превышать величину усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции промывочной жидкости будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к прихвату бурового снаряда шламом. Однако с увеличением статического напряжения сдвига ухудшаются условия самоочистки промывочной жидкости от шлама на поверхности, а также воз- растает величина импульсов давления на забой и стенки скважины при инициировании течения промывочной жидкости (при пуске насоса) и при проведении СПО, что, в свою очередь, повышает вероятность флюидопроявпений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений промывочной жидкости. Таким образом, величина статического напряжения сдвига должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии впокоящейся промывочной жидкости частиц выбуренных пород и утяжелителя.

 

Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин (СНС1) и 10 мин (СНС10) покоя. Кроме названных показателей структурно-механические свойства промывочных жидкостей характеризуют и коэффициентом тиксотропии

 

Кт = СНС10/СНС1

 

Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена по следующей формуле:

 

 

СНС1 >5 [2 - ехр (- 110 d)] d(rп-r)

 

 

где d - условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м; rп, r – плотность соответственно породы и промывочной жидкости, кг/м3.

 

По рекомендациям, Кт = 1 –2, т.е. величина СНС1 не должна превышать величину СНС10 более чем в два раза, при этом предпочтение следует отдавать промывочным жидкостям, коэффициент тиксотропии которых близок к единице.

 


ПРИБОРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СЛОЖНЫМ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ БУРЕНИЯ

 

 

Для успешного бурения в сложных геолого-технических условиях, характеризующихся нарушениями устойчивости стенок скважин, поглощениями промывочной жидкости, прихватами бурильной колонны; большими зенитными, вплоть до 90 градусов, углами скважины и т.п., требуется глубокая и всесторонняя оценка качества промывочной жидкости, которая особенно остро необходима на стадии ее проектирования, так как качество должно быть заложено в промывочной жидкости, а не доказываться контролем.

 

Для решения этой задачи в Томском политехническом университете разработан приборно-методический комплекс, включающий в себя следующее:

 

- универсальный прибор для оценки ингибирующей и консолидирующей способности промывочных жидкостей (ПОИКС);

 

- универсальный пресс для формирования модельных образцов глинистых и потенциально неустойчивых пород (пресс);

 

- прибор для оценки закупоривающей способности промывочных жидкостей (ПОЗС);

 

- прибор для определения смазочной способности промывочных жидкостей (трибометр).

 

ПОИКСиспользуется с целью получения количественных показателей, характеризующих влияние промывочных жидкостей на разупрочнение и диспергирование глинистых и глиносодержащих пород, а также на упрочнение (консолидацию) потенциально неустойчивых пород, и выбора на этой основе оптимальных составов промывочных жидкостей, обеспечивающих следующие возможности:

 

- предупреждение деформационных процессов в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинами и глинистыми сланцами;

 

- снижение интенсивности обогащения промывочной жидкости шламом при бурении в легкодиспергирующихся глинистых отложениях и, соответственно, снижение интенсивности изменения ее функциональных свойств, регенерация которых требует разбавления промывочной жидкости водой, дополнительной обработки ее химическими реагентами, и неизбежно связана с увеличением не только затрат на бурение скважин, но и загрязнения окружающей среды;

 

- повышение устойчивости стенок скважин при бурении в генетически слабосвязанных и тектонически разрушенных горных породах;

 

- качественное вскрытие продуктивных пластов в песчано-глинистых коллекторах.

 

ПОИКС, состоит из камеры 1, установленной на основании 2, в котором закреплены две стойки с направляющей обоймой 4. Внутри обоймы 4 размещен шток 5, снабженный в верхней части подставкой для грузов 6, а в нижней - опорой для передачи осевой нагрузки на модельный образец 7. На направляющей обойме 4 размещены концевой выключатель 8 и тумблер 9, входящие в электрическую цепь 10 электронно-механических часов 11 с секундной стрелкой. Камера 1 заполняется исследуемой жидкостью 12.

 

Принцип работы ПОИКСзаключается в следующем: к модельному образцу породы, помещаемому в камеру, прилагают постоянную осевую нагрузку, не вызывающую его разрушения в воздушной среде; заполняют камеру испытуемой жидкостью и фиксируют время от момента подачи жидкости до момента разрушения в ней образца. При оценке ингибирующей способности испытаниям подвергают фильтрат или фугат промывочной жидкости и в качестве эталона - дистиллированную воду, а при оценке консолидирующей способности - непосредственно саму промывочную жидкость. В первом случае материалом для изготовления модельных образцов служит глина, а во втором - частицы потенциально неустойчивой породы, сконсолидированные исследуемой промывочной жидкостью, т.е. смешанные с нею в определенном соотношении. В том и другом случаях испытания проводятся на модельных образцах, изготовленных из частиц одинакового фракционного состава одной и той же породы, при одинаковых их геометрических размерах, исходной влажности, нагрузке на образцы и др.

 

Ингибирующую способность ( Ис ) промывочной жидкости характеризуют следующим показателем

 

Ис = tф / tв ,

 

 

где tф,tв- время воздействия на модельные образцы до их разрушения соответственно фильтрата (фугата) испытуемой промывочной жидкости и дистиллированной воды, с.

 

Показателем консолидирующей способности (Кс) служит продолжительность нахождения в промывочной жидкости в устойчивом состоянии сконсолидированного ею модельного образца породы.

 

Основные технические характеристики ПОИКС:

 

- объем испытуемой жидкости, см350

 

- величина осевого усилия на модельный образец, Н до 70

 

- способ регистрации измеряемой величины автоматический

 

- габаритные размеры прибора, мм 100х130х110

 

- масса без грузов, кг 3

 

 

От аналогов ПОИКС отличается универсальностью, автоматической регистрацией измеряемой величины, а также более высокой достоверностью и точностью оценки рассматриваемых показателей свойств промывочных жидкостей (Ис, Кс), способы определения которых защищены патентами № 2073227 и № 2073842 Российской Федерации.

 


 

 Пресс 

Пресс предназначен для получения модельных образцов пород, используемых для оценки ингибирующей и консолидирующей способности промывочных жидкостей.

 

Схема пресса приведена на рис.2. Он включает в себя основание 1 со стойкой 2, в верхней части которой на оси 3 закреплены эксцентричный диск 4 и рычаг 5. При формировании образцов на основании 1 с обеих сторон стойки 2 устанавливаются парные разъемные камеры 6, а при выпрессовывании образцов - парные разъемные камеры 7. Формирование и выпрессовывание образцов производится с помощью размещенных в камерах штоков 8. На верхних частях штоков помещается общий для пары камер толкатель 9.

 

Пресс работает следующим образом. Внутрь каждой из разъемных камер 6 засыпают одинаковые навески подготовленной к испытаниям породы. Камеры 6 со штоками устанавливают на основание и на верхние части штоков помещают толкатель. С помощью рычага поворачивают эксцентричный диск вокруг оси в ту или другую сторону, передавая усилие через толкатель штокам и задавливая их до упора в камеры, что обеспечивает формирование модельных образцов заданной высоты. После этого освобождают толкатель, вынимают штоки из камер 6, частично разбирают их, а затем перевернув и вставив в них направляющие и приемные полости, образуют камеры 7 для выпрессовки образцов, которая производится в той же последовательности, что и формирование образцов.

 

Основные технические характеристики пресса:

 

- габаритные размеры формируемых модельных образцов, мм:

 

- диаметр 16

 

- длина 25

 

- число одновременно формируемых образцов 2

 

- способ создания усилия вручную

 

- габаритные размеры, мм 420х140х250

 

- масса, кг 12

 

 

По сравнению с прессом аналогичного назначения фирмы Parr Instrument (США) данный пресс, устройство которого защищено свидетельством ?2307 Российской Федерации на полезную модель / 3 /, обеспечивает большее усилие прессования, одновременное формирование двух образцов, одинаковые и строго заданные геометрические размеры образцов и легко осуществляемую их выпрессовку.

 


 

ПОЗС 

 

ПОЗС предназначен для выбора наиболее эффективного закупоривающего материала (наполнителя) и минимально необходимой его концентрации в промывочной жидкости с целью ликвидации ее потерь при бурении скважин в зонах поглощений и реализации управляемой приствольной кольматации продуктивных пластов без загрязнения их фильтратом промывочной жидкости.

 

ПОЗС (рис. 3) включает в себя основание 1 со стойкой 2, на которой закреплена камера 3. В нижней части камеры 3 размещен модельный образец 4, на который при закрытом клапане 5 помещают промывочную жидкость 6, содержащую испытуемый наполнитель или композицию наполнителей. Верхняя часть камеры через установленный в крышке 7 переходник 8 соединена с газовым баллоном. Перед началом испытаний клапан 5 открывают с помощью стопора 9. Жидкость, прошедшую при заданном перепаде давления через модельный образец, собирают в мерную емкость 10.

 

Принцип работы ПОЗС заключается в следующем. Камеру заполняют промывочной жидкостью, содержащей испытуемый наполнитель, и при постоянном напоре продавливают ее через модельный образец. Измеряют объем промывочной жидкости ( V, см3 ), прошедшей через образец до момента его полного закупоривания. Испытания проводят не менее трех раз при различной концентрации испытуемого наполнителя в одной и той же исходной промывочной жидкости. По результатам испытаний находят зависимость С = f ( V ), наиболее адекватно описывающую связь между концентрацией наполнителя С и объемом бурового раствора V, прошедшего через модельный образец до момента его полного закупоривания. Затем, приняв в найденной зависимости V = 0, определяют минимально необходимую концентрацию наполнителя (Сmin) для полного закупоривания модельного образца без ухода из камеры (без поглощения) промывочной жидкости. Полученное значение Сminявляется интегральным показателем закупоривающей способности системы “промывочная жидкость + наполнитель” для конкретной приемистости или проницаемости модельного образца, имитирующего поглощающий или продуктивный пласт.

 

Для моделирования поглощения в трещиноватых породах используют искусственные щели различной ширины, а гранулярные пласты различной проницаемости моделируют с помощью дроби, стеклянных и стальных шариков различного диаметра, частиц песка определенной фракции и т.п.

 

 Основные технические характеристики ПОЗС:

 

- объем камеры, см3 850

 

- способ создания перепада давления - инертным газом

 

- величина создаваемого перепада давления, МПа до 0,7

 

- габаритные размеры прибора, мм 240х150х430

 

- масса, кг 11

 


 

 трибометр

По сравнению с прибором аналогичного назначения Американского нефтяного института данный прибор обеспечивает однозначный выбор наиболее эффективного закупоривающего материала (наполнителя) для ликвидации поглощений промывочной жидкости по минимально необходимой для этого концентрации наполнителя, способ определения которой защищен патентом № 2062452 Российской Федерации / 4 /.

 

Т р и б о м е т р предназначен для оценки триботехнических свойств промывочных жидкостей, характеризующих их способность снижать трение между контактирующими в скважине поверхностями и их износ.

 

В общем случае при бурении контактирующими в скважине поверхностями являются следующие: наружная поверхность бурильных труб и их соединений - стенка ствола скважины (внутренняя стенка обсадных труб), вооружение породоразрушающего инструмента - забой скважины, внутренняя поверхность керноприемной трубы - керн.

 

Основным показателем триботехнических свойств (смазочной способности) промывочных жидкостей служит коэффициент триады трения “бурильные трубы - исследуемая промывочная жидкость - стенка ствола скважины”.

 

Снижение коэффициента трения позволяет:

 

- уменьшить крутящий момент при вращении колонны бурильных труб и снизить сопротивления при продольном их перемещении в скважине (при СПО), что в целом снижает энергоемкость процесса бурения;

 

- снизить вероятность возникновения дифференциальных прихватов (затраты на их ликвидацию);

 

- повысить ресурс работы бурильных труб и их соединений, породоразрушающего инструмента, гидравлических забойных двигателей, гидравлических частей буровых насосов;

 

- увеличить выход керна в результате предупреждения его самоподклинок.

 

Схема трибометра приведена на рис. 4. Пара трения состоит из стального или изготовленного из сплава Д16Т цилиндрического образца 1, который закреплен на нижней части вертикально установленного вала 3, соединенного через редуктор с электродвигателем 5, и контробразца 2. Последний может быть выполнен из стали или из горной породы. Контробразец 2 установлен в держателе, верхняя 6 и нижняя 7 части которого соединены осью 8. Верхняя часть держателя для обеспечения возможности поворота контробразца вокруг образца за счет возникающей силы трения установлена в подшипнике 9. В середине нижней части держателя выполнено кольцо 10, которое охватывается прикрепленным к нему тросиком 11. Один конец тросика связан с механизмом нагружения (грузами) 12, а другой - с динамометром 13, являющимся измерителем усилия прижатия трущихся поверхностей и силы трения. Образец и контробразец помещены в емкость 14 с исследуемой промывочной жидкостью.

 

Перед началом испытаний к тросику крепят груз, обеспечивающий создание необходимого усилия прижатия контробразца к образцу, после чего включают электродвигатель. За счет возникающей силы в паре трения контробразец поворачивается вокруг вертикальной оси в направлении вращения образца. Величина силы трения фиксируется динамометром. Значение коэффициента трения находят как частное от деления силы трения на усилие прижатия трущихся поверхностей. При переходе от одной исследуемой промывочной жидкости к другой поверхности контробразца и образца обезжиривают и промывают дистиллированной водой.

 

Основные технические характеристики трибометра:

 

- удельное контактное усилие прижатия трущихся поверхностей (в Н на 1 мм длины контакта) до 5

 

- скорость скольжения трущихся поверхностей, м/с до 2

 

- объем испытуемой промывочной жидкости, см3 100

 

- габаритные размеры прибора, мм 230х125х100

 

- масса без грузов, кг 8

 

 

Отличительными особенностями данного трибометра, защищенными патентом № 2044301 Российской Федерации / 5 /, являются полная имитация работы бурового снаряда в скважине, использование для измерения силы трения простого и высокоточного измерительного устройства, предельно малые габариты.

 

Все рассмотренные выше приборы и методики прошли достаточно широкую апробацию, результаты которой убедительно свидетельствуют о высокой результативности их использования в процессе оптимизации составов промывочных жидкостей для бурения скважин в сложных геолого-технических условиях.

 

 


ПРОЧИЕ СВОИСТВА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕИ

 

 

Поверхностное натяжение промывочной жидкости необходимо определять при использовании поверхностно-активных веществ для понижения твердости горных пород в процессе бурения, а также в качестве компонентов промывочной жидкости, например эмульсионных растворов.

 

Наиболее простой метод определения поверхностного натяжения сталагмометрический (метод отрывающейся капли).

 

Сталагмометр представляет собой стеклянную трубку на штативе с капиллярным отверстием в нижней части, торец которой отшлифован перпендикулярно к ее оси. При медленном истечении жидкости из сталагмометра на его конце образуется капля. Непрерывно поступающая из сталагмометра жидкость увеличивает размер капли до тех пор, пока ее вес не превысит величину силы поверхностного натяжения жидкости, тогда капля отрывается. Чем меньше поверхностное натяжение жидкости, тем больше капель получится при истечении одного и того же объема жидкости. По числу капель судят о концентрации ПАВ.

 

Измерения проводятся либо на границе жидкость-жидкость (истечение испытываемой жидкости происходит в керосин), либо на границе жидкость-воздух.

 

Последний метод недостаточно точен, но более прост и поэтому применяется для оперативного контроля содержания ПАВ.

 

Поверхностное натяжение жидкости σ определяется с использованием поверхностного натяжения стандартной жидкости σвкачестве которой чаще всего принимается вода.

 

 

σ = σв (nвγв/nγ),

 

 

где nви n- число капель соответственно исследуемой и стандартной жидкости; γв и γудельные веса исследуемой и стандартной жидкости.

 

Обычно по результатам предварительных исследований строится график зависимости о от концентрации ПАВ в растворе. Тогда измерение концентрации ПАВ в промывочной жидкости сводится к определению количества капель и считыванию концентрации с графика.

 

 

Состав фильтратаи воды необходимо знать для оценки целесообразности применения того или иного способа регулирования свойств промывочной жидкости. Это связано с определением химического состава промывочной жидкости, главным образом концентрации минеральных солей. Чаще всего определяют концентрацию хлористых солей и солей, характеризующих жесткость воды. Иногда приходится оценивать химический состав дисперсионной среды после введения веществ с целью изменения тех или иных свойств жидкости. Обычно исследованию подвергается фильтрат, полученный при измерении показателя фильтрации.

 

Методы химического анализа водных растворов излагаются в специальных пособиях.

 

При поглощениях важно знать закупоривающие свойства промывочных жидкостей, которые придают введением инертных наполнителей. Иногда приходится определять и другие свойства (теплоемкость, состав дисперсной фазы, липкость фильтрационной корки и др.), имеющие подчиненное значение в оценке приемлемости растворов для тех или иных условий бурения.

 

 


СПОСОБЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

 

 

Существуют два принципиально противоположных способа приготовления дисперсных систем.

 

Первый диспергированиеоснован на измельчении крупных тел до получения систем, содержащих частицы требуемых размеров.

 

Второй конденсацияоснован на увеличении размера частиц от молекулярных величин до образования новой дисперсной фазы.

 

В подавляющем большинстве случаев в технике промывочных жидкостей для приготовления дисперсных систем используют первый способ диспергирование. Он заключается в сочетании сильного перемешивания, при котором измельчаемые тела соударяются друг с другом, с ударами о твердую поверхность, например лопасти мешалок или специальные отражательные поверхности. При диспергировании нерастворимых тел в отличие от диспергирования, называемого растворением, не достигается молекулярной степени измельчения. Это объясняется двумя причинами. Усилие, разрушающее тело, определяется моментом силы произведением величины силы на ее плечо. При разрушении, диспергировании частицы, плечо равно размеру частицы. Чем мельче она, тем меньше и плечо. Поэтому величина разрушающей силы должна быстро возрастать по мере диспергирования. Но величина силы в измельчающих устройствах может увеличиваться только до определенных пределов, поэтому и измельчение должно быть ограниченным. Вторая причина заключается в том, что с ростом удельной поверхности усиливается влияние свободной межфазной поверхностной энергии. Силы притяжения между частицами быстро увеличиваются по мере измельчения. Вследствие этого усиливается притяжение частиц друг к другу: частицы сливаются вместе и укрупняются. Этот процесс укрупнения вызывает увеличение размера частиц дисперсной фазы.

 

Одновременно с диспергированием частиц начинается и их рост конденсация частиц. Чем частицы меньше, тем интенсивнее конденсация. Диспергирование прекращается, когда рост степени дисперсности, вызываемый разрушением частиц, сравняется с увеличением их, вызываемым конденсацией.

 

Процесс диспергирования можно ускорить, вводя в систему вещества, способные адсорбироваться на поверхности частиц, (стабилизаторы) и загораживать (экранировать) частицы, препятствуя конденсации. Этот процесс называют пептизацией. В процессе диспергирования используют и адсорбционное понижение прочности (эффект Ребиндера).

 

Наконец, увеличение концентрации частиц усиливает прочность дисперсной системы; при этом возрастают и силы, действующие на частицы. Поэтому часто наибольшего диспергирования достигают увеличением концентрации частиц дисперсной фазы.