Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий: вязкость, плотность, водоотдача, химические свойства, содержание твердой фазы. При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть – буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid). 2800 кг/м3. Легко диспергируется в буровых растворах на углеводородной основе. Макс. утяжеление бурового раствора до 1,4 г/см3. Проанализированы существующие составы буровых растворов для бурения и заканчивания скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений.
Принципы химической обработки буровых растворов
| Состав бурового раствора - Ситовые панели | свойства, приборы для определения их на буровой и в лабораторных условиях. |
| Буровой раствор — Википедия | Прибор для определения показателя. 11-чашка для фильтра. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. |
| Как влияет водоотдача бурового раствора на результаты бурения | Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. |
Буровые растворы для скважин
| Требования, предъявляемые к буровым растворам » Строительно-информационный портал | Прибор для определения показателя. 11-чашка для фильтра. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. |
| Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин | Буровой раствор, содержащий в своем составе газ, характеризуется ка-жущейся плотностью, а при его отсутствии определяется истинная плотность бурового раствора. |
| Измерение водоотдачи буровых растворов. | Замеряют водоотдачу на приборе ВМ-6. Определяют объем выделившейся воды за 30 мин. в см3. Различают 3 вида фильтрации бурового раствора. |
| Состав бурового раствора - Ситовые панели | Основные характеристики и свойства буровых растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Основное назначение и классификация. |
Нефтяная скважина. Бурение. Буровой раствор. (3)
Чтобы обеспечить или улучшить устойчивость ствола скважины, регулиру-ют водоотдачу в проницаемые пласты и тщательно контролируют химический состав бурового раствора. показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин. Методика предназначена для специалистов буровых предприятий, занимающихся контролем и регулированием параметров буровых растворов на бурящихся скважинах. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле: (18). Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: I интервал (0-50)м. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле: (18). Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: I интервал (0-50)м.
Показатели свойств буровых растворов
Поступающая в скважину пластовая вода увеличивает водоотдачу бурового раствора и вызывает образование на стенках скважины рыхлой и неплотной корки. Основные характеристики и свойства буровых растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Основное назначение и классификация. 2800 кг/м3. Легко диспергируется в буровых растворах на углеводородной основе. Макс. утяжеление бурового раствора до 1,4 г/см3. Для обработки буровых растворов применяют два вида фосфатов: 1. Кислый пирофосфат натрия (SAPP) с рН 4,8. 2. Тетрафосфат натрия (STP или PHOS) с рН 8,0.
Измерение водоотдачи буровых растворов.
Описаны функции промывки скважин, требования к буровым растворам и их основные свойства. Рассмотрены виды промывочных жидкостей и их применение. это наука о специфических свойствах этих многокомпонентных гетерогенных полидисперсных систем и о протекающих в них процессах. Из графика зависимости проходки на долото от плотности бурового раствора видно, что чем выше плотность раствора, тем ниже проходка на долото. Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину.
Показатель фильтрации (водоотдача)
Это, пожалуй, самый благоприятный интервал для инженера по буровым растворам. Основные параметры буровых растворов. Что характеризует параметр бурового раствора водоотдача. 25. Промывка скважин. Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, для успешной проводки искривленных и ГС является возможность регулирования плотности раствора. Значение водоотдачи в бурении. Высокая водоотдача бурового раствора позволяет обеспечить эффективное удаление порошков и отходов из скважины.
Показатель фильтрации (водоотдача)
Чем ближе значения плотности бурового раствора к значениям плотности шлама, тем проще очистить ствол скважины. Измерительные приборы: Весы для измерения плотности раствора; Весы для определения плотности раствора под давлением; Ареометр. Водоотдача Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора. Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой. Измерительные приборы: Прибор для измерения водоотдачи по спецификации АНИ 35 атм. Химические свойства Химические свойства влияют на: Стабильность ствола скважины Состав бурового раствора нефть, вода, соленость, тип катионов и т.
Водоотдача должна быть достаточной для эффективного вывода песчаных частиц, буровых крошек и жидкостей, при этом обеспечивая стабильность стенок скважины и защиту от коллапса.
Это достигается путем правильного выбора размера и формы частиц нагрузок и контроля их концентрации. Важным фактором, влияющим на водоотдачу, является также тип бурового раствора. Некоторые растворы имеют лучшую водоотдачу и легче выводят продукцию бурения из скважины. При этом, необходимо учитывать свойства грунтовых пород и химические свойства бурового раствора для определения оптимального типа раствора, который обеспечит эффективный процесс бурения. В целом, водоотдача бурового раствора играет важную роль в процессе бурения и эффективности работы. Правильный выбор раствора и его свойств, основанный на анализе гидродинамических условий и свойств грунтовых пород, помогает обеспечить оптимальную водоотдачу, достигнуть стабильной работы и повысить производительность буровой установки. Буровые растворы с высокой водоотдачей Одним из ключевых свойств бурового раствора является его водоотдача — способность быстро и эффективно выводить воду из скважины с помощью скважинных насосов.
Буровые растворы с высокой водоотдачей обладают особыми свойствами, которые делают их более эффективными и продуктивными в процессе бурения. Преимущества буровых растворов с высокой водоотдачей связаны, в первую очередь, с улучшением производительности и сокращением времени бурения.
Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание ISO 10414-1:2001 , к которому были добавлены Приложения I, J и K и внесены другие незначительные изменения в структуру предложений, грамматику и проведено другое, нетехническое редактирование. ISO 10414 состоит из следующих двух частей под общим названием "Нефтяная и газовая промышленность. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях": - часть 1. Растворы на водной основе; - часть 2.
Растворы на углеводородной основе.
Буровой раствор - сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения. Толщина осадка на фильтре фильтрационная корка , которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Для обеспечения эффективности бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
Известковые буровые растворы с низким уровнем щелочности и низким содержанием извести являются более термостойкими. Добавление хромата натрия в известковые буровые растворы с целью хотя и даёт положительный эффект, но не предупреждает загустевания раствора. Обычно его вводят в концентрации от 1. Гипсовые буровые растворы имеют низкий уровень рН и следовательно не загущаются так быстро как известковые буровые растворы, однако величина статического напряжения сдвига может быть очень большой. Кроме того, что кальциевые буровые растворы загущаются, при высоких температурах, регулирование водоотдачи таких растворов в условиях высоких температур также затруднено.
Они также не обеспечивают сохранению устойчивости стенок скважины, даже при низких температурах. С целью преодоления недостатков кальциевых буровых растворов были разработаны буровые растворы, оказывающие поверхностно-активное действие.
Объем фильтрата приближенно пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации.
В соответствии с этой зависимостью объем фильтрата, полученный за 30 минут, в два раза больше объема фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку за 7,5 минут. Поэтому для приближенной оценки водоотдачи за 30 мнут достаточно взять отсчет по шкале прибора ВМ-6 через 7,5 минут от начала замера и удвоить показание прибора. Принцип измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.
Измерение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига происходит с помощью ротационного вискозиметра. Измерительное устройство ротационного вискозиметра состоит рис. Испытуемая жидкость находится в зазоре между наружным и внутренним цилиндрами.
При вращении наружного цилиндра крутящий момент передается жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоев жидкости в зазоре уменьшается в направлении от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями жидкости возникают касательные напряжения, величина которых зависит от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.
Чем больше эти величины, тем больше касательные напряжения в жидкости, тем больше крутящий момент, передаваемый измерительному цилиндру, и тем больше угол поворота этого цилиндра. Используя различные скорости вращения наружного цилиндра то есть, изменяя скорость сдвига измеряют угол поворота измерительного цилиндра, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости. Полученные данные позволяют вычислить значения пластической вязкости и динамическое напряжение сдвига испытуемой жидкости.
Принципиальная схема ротационного вискозиметра. Вискозиметр ВСН-3. Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3: 1.
Установить выключатель 6 рис. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт.
Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски.
С увеличением глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами газ, нефть, пластовая вода , минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико-химическим процессом. Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие температуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых растворов.
Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при заканчивании и продавливании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами для предотвращения осложнений и оптимизации процесса бурения. Наибольшее влияние на качество бурового раствора, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодействуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество.
Смачивание этим раствором, рыхлых несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины. Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород.
Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы.
Если загущение раствора произошло, последующие пробные испытания помогут определить необходимую химическую обработку с целью устранения этого осложнения. Обработанные известью буровые растворы кондиционируются в условиях высоких температур путём добавления воды с целью уменьшения содержания твёрдой фазы, Р- фильтрата и Р-бурового раствора. Известковые буровые растворы с низким уровнем щелочности и низким содержанием извести являются более термостойкими. Добавление хромата натрия в известковые буровые растворы с целью хотя и даёт положительный эффект, но не предупреждает загустевания раствора. Обычно его вводят в концентрации от 1.
Гипсовые буровые растворы имеют низкий уровень рН и следовательно не загущаются так быстро как известковые буровые растворы, однако величина статического напряжения сдвига может быть очень большой. Кроме того, что кальциевые буровые растворы загущаются, при высоких температурах, регулирование водоотдачи таких растворов в условиях высоких температур также затруднено.
Промывочные жидкости
| Показатель фильтрации (водоотдача) — Студопедия | Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле: (34). Рассчитаем параметры бурового раствора по интервалам 0-450 (467). |
| Влияние водоотдачи бурового раствора на процесс бурения | Утяжелители в буровом растворе применяют с целью увеличения плотности. |
Показатели свойств буровых растворов
Крезуп «Особенности очистки стволов горизонтальных скважин от шлама». Авторы дают классификацию участков ствола скважины в зависимости от поведения шлама в затрубном пространстве. Практически все исследователи отмечают замедление потока бурового раствора на указанном участке. Из уравнения баланса, действующего на сферическую частицу, расположенную в плоскости с углом отклонения от вертикали в медленном сдвиговом потоке вязкой жидкости, А. Потаповым и С.
Шлам становится вязче и плотнее при повышении зенитного угла, сохраняя тенденцию к скольжению вниз к забою. Максимальный угол скольжения для растворов на углеводородной основе и синтетических растворов, как правило, выше, чем для растворов на водной основе из-за высокой смазывающей способности. Отмечено также, что при увеличении интенсивности турболизации потока промывочной жидкости вынос шлама увеличивается. Однако диапазоны наклона стволов скважин могут меняться в результате воздействия и других факторов, таких как размерная характеристика шлама, форма частиц шлама и др.
Немалое влияние оказывают реологические и тиксотропные свойства промывочной жидкости. На эффективность очистки горизонтального ствола скважины влияют регулируемые и нерегулируемые факторы. К первым относятся: расход промывочной жидкости, механическая скорость проходки, реологические свойства промывочной жидкости, зенитный угол и диаметр скважины. Эти факторы необходимо учитывать на стадии проектирования и при решении оптимизации задач при бурении скважин.
Ко второй группе факторов относятся: плотность и размер частиц шлама, эксцентричное положение бурильной колонны в стволе скважины. При увеличении частоты вращения бурильной колонны при роторном бурении наблюдается улучшение выноса шлама из наклонного ствола скважины. И наоборот, если бурильная колонна не вращается, что имеет место при бурении забойным двигателем с отклонителем наиболее широко распространенный способ в практике строительства горизонтальных скважин , вынос шлама ухудшается. В этих случаях, чтобы компенсировать неподвижность бурильной колонны, может потребоваться повышенный расход промывочной жидкости.
При бурении скважин вообще и особенно при бурении горизонтальных скважин большое внимание уделяется реологическим свойствам промывочной жидкости: таким параметрам, как вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига, несущая способность жидкости, время релаксации раствора и др. Большинство исследователей пришли к единодушному мнению, что увеличение времени релаксации улучшает удерживающую и несущую способность промывочной жидкости при строительстве горизонтальных и сильно искривлённых скважин. Достичь этого можно за счёт ввода ХС-биополимера. В качестве реагентов-биополимеров применяют сочетание простых сахаридов и специальных бактерий.
Во время бурения горизонтальных скважин нередко возникает необходимость по техническим и технологическим причинам останавливать работу скважин. В этот период времени происходит достаточно быстрый процесс снижения гидропроводности прифильтровой части пласта, в том числе и по причинам загрязнения. Из двух существующих промывок, прямой и обратной, наиболее эффективно в горизонтальных скважинах осуществлять обратную промывку, Она позволяет: - повысить скорость движения восходящего потока в 3-5 раз за счёт уменьшения площади сечения колонны бурильных труб по сравнению с площадью кольцевого пространства; - осуществить при необходимости дополнительную очистку ствола скважины способом гидроимпульса, понижая уровень промывочной жидкости в бурильной колонне до безопасной глубины с помощью компрессора; - снизить силы сопротивления движению шлама, так как коэффициент трения скольжения частиц шлама о металл меньше коэффициента трения скольжения о необсаженные стенки скважины.
Из уравнения баланса, действующего на сферическую частицу, расположенную в плоскости с углом отклонения от вертикали в медленном сдвиговом потоке вязкой жидкости, А.
Потаповым и С. Шлам становится вязче и плотнее при повышении зенитного угла, сохраняя тенденцию к скольжению вниз к забою. Максимальный угол скольжения для растворов на углеводородной основе и синтетических растворов, как правило, выше, чем для растворов на водной основе из-за высокой смазывающей способности. Отмечено также, что при увеличении интенсивности турболизации потока промывочной жидкости вынос шлама увеличивается.
Однако диапазоны наклона стволов скважин могут меняться в результате воздействия и других факторов, таких как размерная характеристика шлама, форма частиц шлама и др. Немалое влияние оказывают реологические и тиксотропные свойства промывочной жидкости. На эффективность очистки горизонтального ствола скважины влияют регулируемые и нерегулируемые факторы. К первым относятся: расход промывочной жидкости, механическая скорость проходки, реологические свойства промывочной жидкости, зенитный угол и диаметр скважины.
Эти факторы необходимо учитывать на стадии проектирования и при решении оптимизации задач при бурении скважин. Ко второй группе факторов относятся: плотность и размер частиц шлама, эксцентричное положение бурильной колонны в стволе скважины. При увеличении частоты вращения бурильной колонны при роторном бурении наблюдается улучшение выноса шлама из наклонного ствола скважины. И наоборот, если бурильная колонна не вращается, что имеет место при бурении забойным двигателем с отклонителем наиболее широко распространенный способ в практике строительства горизонтальных скважин , вынос шлама ухудшается.
В этих случаях, чтобы компенсировать неподвижность бурильной колонны, может потребоваться повышенный расход промывочной жидкости. При бурении скважин вообще и особенно при бурении горизонтальных скважин большое внимание уделяется реологическим свойствам промывочной жидкости: таким параметрам, как вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига, несущая способность жидкости, время релаксации раствора и др. Большинство исследователей пришли к единодушному мнению, что увеличение времени релаксации улучшает удерживающую и несущую способность промывочной жидкости при строительстве горизонтальных и сильно искривлённых скважин. Достичь этого можно за счёт ввода ХС-биополимера.
В качестве реагентов-биополимеров применяют сочетание простых сахаридов и специальных бактерий. Во время бурения горизонтальных скважин нередко возникает необходимость по техническим и технологическим причинам останавливать работу скважин. В этот период времени происходит достаточно быстрый процесс снижения гидропроводности прифильтровой части пласта, в том числе и по причинам загрязнения. Из двух существующих промывок, прямой и обратной, наиболее эффективно в горизонтальных скважинах осуществлять обратную промывку, Она позволяет: - повысить скорость движения восходящего потока в 3-5 раз за счёт уменьшения площади сечения колонны бурильных труб по сравнению с площадью кольцевого пространства; - осуществить при необходимости дополнительную очистку ствола скважины способом гидроимпульса, понижая уровень промывочной жидкости в бурильной колонне до безопасной глубины с помощью компрессора; - снизить силы сопротивления движению шлама, так как коэффициент трения скольжения частиц шлама о металл меньше коэффициента трения скольжения о необсаженные стенки скважины.
Если бурение с помощью обратной промывки все же составляет определённую сложность по каким-либо причинам, то необходимо хотя бы предусмотреть возможность обратной промывки для ликвидации осложнений, связанных с некачественной очисткой ствола, на стадии проектирования скважины. В заключение этого раздела считаю необходимым акцентировать внимание специалистов-нефтяников, занимающихся бурением скважин, на эмпирические правила эффективности очистки горизонтальных скважин от шламовых накоплений. Данные правила разработаны компанией M-1 Drilling Fluids Co и опубликованы Марио Замора и Поль Хансоном под названием «Эмпирические правила повышения эффективности очистки ствола сильноискривленных скважин».
Принципиальная схема ротационного вискозиметра. Вискозиметр ВСН-3. Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3: 1.
Установить выключатель 6 рис. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт. Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8.
Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл». Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл». Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором.
Опорожнить стакан, вымыть его и протереть насухо. Вычислить величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по формулам: К1 и К2 — константы, зависящие от упругости пружины вискозиметра. Источник Показатели свойств буровых растворов Ареометр АГ-ЗПП рисунок 26 состоит из мерного стакана 5, поплавка 4 со стержнем 3 и съемного грузика 6; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 1, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды. Рисунок 26. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром.
Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше времени потребуется для его вытекания. Рисунок 27. Стандартный вискозиметр СПВ-5 Рисунок 28. Прибор для определения показателя 11-чашка для фильтра Водоотдача — это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 рисунок 28.
Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 5 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 8, до его открытия фильтрация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр. В цилиндр 3 входит плунжер 1 с грузом-шкалой 2, создающей давление 0,1 МПа. Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 4. После создания давления открывается канал 8 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза опускается.
Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах. Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях. В условиях лаборатории для определения толщины корки пользуются прибором Вика.
Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем. Например, некачественная очистка бурового раствора от шлама приводит к более высокому расходу химреагентов; недостаточная дегазация бурового раствора не позволяет буровым насосам обеспечить необходимую подачу, ухудшает свойства раствора и т. Функции и свойства промывочной жидкости Функции промывочной жидкости очень многообразны, и их значения при бурении скважин трудно преувеличить. Образующаяся на стенках скользкая корка способствует уменьшению сил трения, которые действуют на бурильный инструмент при вращении и подъеме бурильных труб. При полной очистке поверхности забоя, КПД долота повышается. Качественная очистка забоя достигается различными технологическими приемами и конструктивными особенностями долот, в сочетании с режимами течения раствора. В выносе выбуренной породы основным фактором является свойства промывочной жидкости. Фильтрационная корка препятствует проникновению фильтрата в пласт, тем — самым, предотвращая набухание пород и загрязнение продуктивных пластов. Давление пластового флюида должно уравновешиваться давлением столба бурового раствора.
В противном случае пластовый флюид будет выходить на поверхность. Промывочная жидкость должна обеспечивать широкий диапазон плотности бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости может привести к открытому фонтанированию скважины, или к значительным затратам средств и времени на ликвидацию поглощения. Для предупреждения поглощения промывочная жидкость должна иметь требуемые свойства по плотности, вязкости и др.
Буровые растворы для скважин
Для проведения анализа фильтрата бурового раствора проба раствора отбирается непосредственно у устья скважины, доставляется в лабораторию и фильтруется в тот же день. Когда раствор необходимо отправить для анализа в стационарную лабораторию буровых растворов, находящуюся на значительном расстоянии от буровой, то проба отбирается на выходе системы очистки небольшими порциями до 0,5 л через 10 - 15 минут таким образом, чтобы получить среднюю пробу объемом 3 5 л, характеризующую весь циркулирующий раствор. Вместе с отобранной пробой бурового раствора в лабораторию должны быть переданы следующие сведения: дата отбора пробы, номер скважины, глубина забоя, температура раствора на выходе из скважины во время отбора проб, а также результаты измерения тех параметров, которые были определены на буровой. Контроль параметров бурового раствора В процессе бурения возможны два режима контроля параметров бурового раствора: контроль при отсутствии нарушений границ регулирования; контроль при нарушении границ. Контроль при отсутствии нарушений границ регулирования провидится следующим образом: отбор проб проводится согласно п. Контроль при этом режиме ведется до нарушения каким-либо параметром границы попадание точки на границу не считается нарушением границы. Контроль при нарушении границ проводится следующим образом: отбор проб производится согласно п. Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока средние значения параметра находятся за внешней границей. Методы непосредственного измерения параметров бурового раствора с использованием конкретных технических средств изложены в разделе 3. Работа с контрольными картами Работа с контрольными картами заключается в нанесении на них измеренных значений параметров бурового раствора согласно пп.
Кроме того, на бланках контрольных карт в соответствующих графах записывается следующая информация: дата заполнения контрольных карт; цифровое обозначение измеренных значений параметров; расход материалов на регулирование свойств бурового раствора; вид операций, связанных с промывкой скважины например, остановка циркуляции, наращивание, ремонт бурового насоса и др. В графе «Примечания» записываются распоряжения мастера и инженера по буровым растворам, остаток и поступление на буровую материалов для приготовления и регулирования свойств буровых растворов и другая необходимая информация о процессе промывки. Различают кажущуюся и истинную плотности.
В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинаимечского давления на пласты. Очевидно, что важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины. Основной функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины. Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет кавернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и 6 вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин. Таким образом, величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах. Обязательное требование к процессу промывки скважин — выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощению бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям. Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного повышения гидродинаимческого давления в скважине над гидростатическим. Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторое оптимальное значение скорости циркуляции, при котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на дневную поверхность и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и реологическими показателями раствора. Основной показатель, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности 7 увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов. Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора. Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др. Однако осыпи — такой вид осложнений, который обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы. Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности. Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических 8 характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений. При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора. Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости. Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок значительно уменьшается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резца долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным. Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью 9 выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины. Вопросы для самопроверки 1. Какие важнейшие функции промывки скважины? От чего зависит транспортирование частиц выбуренной горной породы на дневную поверхность? Какие свойства бурового раствора регулируются для сохранения устойчивости стенок скважины? Какие отрицательные последствия могут возникнуть при недостаточной очистки промывочной жидкости в очистных устройствах? Влияние смазывающей способности бурового раствора на процесс бурения. В чем состоит главная задача технологического процесса промывки скважин? Требования к буровым растворам Буровые растворы по целесообразности применения можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако тип бурового раствора выбирают, как правило, не для обеспечения лучших условий работы породоразрушающего инструмента, а с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Рассмотрим наиболее общие требования, которые необходимо применять к буровым растворам всех типов и, прежде всего, к растворам на водной основе, с помощью которых бурится основной объем глубоких нефтегазовых скважин. Выполнение этих требований во многом зависит от геологотехнических условий бурения. Однако они позволяют выбрать из гаммы растворов именно тот, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. В каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т. Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору — необходимое, но недостаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора [4]. В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Для выбора значения плотности определяющим фактором является пластовое внутрипоровое давление флюида; давление со стороны скважины должно быть достаточным, чтобы не допустить неуправляемого притока в нее пластового флюида. Соотношение между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением называют показателем безопасности: чем выше этот показатель, тем больше гарантия предотвращения выброса. С увеличением плотности бурового раствора, как правило, повышается также устойчивость ствола. Когда технологические операции не связаны с циркуляцией бурового раствора, величина плотности ограничивается, давление гидравлического разрыва пласта должно всегда оставаться выше гидростатического давления столба бурового раствора в скважине. Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода — лучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко ограничивает ее применение. Воду невозможно утяжелить грубодисперсными тяжелыми порошками, а при больших глубинах бурения, когда цикл циркуляции через скважину соизмерим с длительностью работы долота на забое, она не способна выполнить главную функцию — удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. В результате этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны, так называемыми сальниками — пробками, образующимися из шлама. Использование буровых растворов при бурении скважин, а также утяжеление их грубодисперсным материалом высокой плотности гематитом, магнетитом, баритом, галенитом и др. Поэтому одно из основных требований, предъявляемым к буровым растворам, - способность к тиксотропному упрочнению их в покое [1]. Показатель тиксотропных свойств бурового раствора — статическое напряжение сдвига, измеряемое через 1 и 10 мин покоя. Именно этим показателем характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии. Однако значение статического 12 напряжения сдвига выбирают из сугубо практических соображений без учета конкретных геолого-технологических условий. В результате этого в ряде случаев она оказывается ниже требуемой, что приводит к различным осложнениям при бурении затяжкам, посадкам и прихватам бурильной колонны образующимися в скважине сальниками и пробками из утяжелителя , или выше требуемой, что вызывает необходимость восстановления промежуточных циркуляций бурового раствора и может быть причиной возникновения его поглощения. Необходимость применения научно обоснованного метода выбора показателей тиксотропных свойств бурового раствора очевидна, так как при этом можно не только избежать осложнений при бурении, но и повысить степень очистки раствора виброситами и гидроциклонами, исключить засорение резервуаров грубодисперсным осадком и др. Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Очевидно, для улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определяемое прибором ВМ-6, должно находиться в пределах 3-6 см3 за 30 мин. Показатель фильтрации бурового раствора является интегральной величиной за промежуток времени, неизмеримо больший, чем период вращения долота. Существует также мнение, что показатель фильтрации не влияет на эффективность работы долота, а корреляционная зависимость механической скорости проходки и проходки на долото от него обусловлена изменением вязкости бурового раствора, всегда сопровождаемым изменением показателя фильтрации. Процесс фильтрации бурового раствора на забое скважины ослабляет сопротивляемость породы за счет расклинивающего воздействия проникающего в поры и микротрещины породы 13 фильтрата, что вполне соответствует известным положениям теории П. Кроме того, проникающий на забой фильтрат способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней и таким образом создает благоприятные условия для очистки забоя от обломков породы. Однако следует иметь в виду не интегральную величину фильтрации, а его мгновенное значение в начальный период процесса. Очевидно, что из двух буровых растворов с одинаковыми значениями интегрального показателя фильтрации лучшим является тот, у которого выше скорость фильтрации в начальный момент времени. Таким образом, несмотря на отсутствие теоретических и экспериментальных основ для разработки требований к величине показателя фильтрации бурового раствора, при его выборе можно руководствоваться следующим общим требованием: скорость фильтрации бурового раствора должна резко уменьшаться с течением времени до нуля, обеспечивая интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин, необходимую для предотвращения осложнений в стволе скважины. Требование к значению вязкости раствора однозначное: оно должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. В гидротранспорте шлама на дневную поверхность роль вязкости бурового раствора подчиненная. Поэтому при бурении скважин необходимо стремиться к удержанию минимально возможной условной и пластической вязкости бурового раствора. Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком, а также для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно, чтобы значение динамического напряжения сдвига составляло 15-20 дПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к сколько-нибудь заметному улучшению очистки скважины от шлама. Какие основные требования предъявляются к промывочным жидкостям? Какие требования предъявляются к плотности бурового раствора? Какие требования предъявляются к статическому напряжению сдвига? Какие требования предъявляются к показателю фильтрации? Промывочные жидкости и материалы для их приготовления 3. Назначение промывочных жидкостей 1. Удалять с забоя частицы разбуриваемых пород и выносить их на дневную поверхность. Охлаждать и смазывать трущиеся элементы долот, забойных двигателей, бурильной колонны. Укреплять глинизировать неустойчивые породы на стенках скважины. Создавать противодавление на разбуриваемые пласты, достаточное для предотвращения поступление пластовых флюидов в скважину. Удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. Передавать гидравлическую 15 мощность от насосов к забойному двигателю при турбинном бурении. Способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в скважине. Кроме того, буровой раствор должен обладать следующими качествами: 1. Легко освобождаться от частичек выбуренной породы в очистных устройствах. Допускать скважине. Легко прокачиваться буровыми насосами, т. Буровой раствор не должен оборудования и бурильной колонны. Классификация промывочных жидкостей Классификация буровых растворов по составу дисперсионной среды и дисперсной фазы. Буровые растворы минерализованной. Глинистые растворы могут быть естественные и искусственные: а необработанные химическими реагентами; б обработанные химическими реагентами: -без дополнительных компонентов дисперсной фазы; -утяжеленные; -эмульсионные. Если основной компонент дисперсной фазы карбонатный или 16 сульфатный, то растворы растворы. К ним относятся: называются естественные водные а естественные карбонатные растворы: -грубые водные суспензии свободно-дисперсные ; -обработанные химическими реагентами; б естественные сульфатные растворы: -грубые водные суспензии; -обработанные химическими реагентами. Если основной компонент дисперсной фазы конденсирован из растворов солей, то растворы называются — буровые растворы с конденсированной твердой фазой. Буровые растворы на водной основе могут быть аэрированные. Буровые растворы на неводной основе. Основной компонент дисперсной фазы — продукты переработки нефти битум, асфальты. Такие растворы называются буровые растворы на нефтяной основе обращенные эмульсионные растворы. Нефтяной основой может быть нефть, дизельное топливо. Рабочие агенты с газообразной дисперсионной средой. К ним относятся дисперсные системы: а естественного газа природный ; б воздуха от компрессоров ; в выхлопного газа от двигателей внутреннего сгорания. Естественные глинистые растворы образуются в скважине при разбуривании глинистых отложений с промывкой забоя водой. Естественные водные суспензии образуются в скважине в процессе бурения карбонатных или сульфатнвх пород с промывкой забоя водой известняка, доломита, ангидрита, гипса и др. Искусственные глинистые растворы приготавливают из глинопорошков или комовой глины с помощью специальных механизмов. Характеристика глин в отношении их применения для приготовления глинистого раствора Глина — это осадочная горная порода широко распространенная в земной коре. Глина может образовываться в результате: 1. Глина представляет смесь различных глинистых минералов с примесями других пород песка, карбонатов, органических веществ. Глина в чистом виде встречается редко. Глинистые минералы состоят в основном из окислов алюминия, кремния и воды, их называют водные алюмосиликаты. Бентонит, состоящий в основном из монтмориллонита, характеризуется ярко выраженными коллоидными, тиксотропными и глинизирующими свойствами. Свойства глинистого раствора во многом зависят от размера, строения и формы частиц глины. Гранулометрический состав глины определяется тем или иным методом дисперсионного анализа. Все методы основаны на 18 седиментации глинистых исследуемой глины. Методы, в которых осаждение частиц происходит под действием силы тяжести. Осаждение происходит под действием центробежных сил. При использовании центробежных сил время анализа значительно сокращается. Осаждение частиц происходит в пробирках, помещенных в центрифугу. Частицы глины имеют слоистое кристаллическое строение. Форма частиц представляет собой плоские чешуйчатые пластинки, у которых длина и ширина обычно во много раз больше толщины пластинки. Глины содержат катионы калия, натрия, кальция. Они располагаются на поверхности элементарных частиц и могут замещать катионы, находящиеся в жидкой среде. Происходит обмен катионов. Скорость обмена практически мгновенна. Обменная способность глин характеризуется обменной емкостью. Под обменной емкостью понимается количество млгэквивалентов обменных катионов, содержащихся в 100 г сухой глины. Обменная емкость глин различна.. Например, у монтмориллонита 60-100 млг-экв. Если в глине преобладает обменный катион натрия, то глина называется натриевой, если кальций, то кальциевой. Натривые глины хорошо взаимодействуют с водой, их поверхность гидрофильна. Попадая в воду натриевые глины сравнительно легко распадаются на элементарные частички, которые покрываются гидратной оболочкой. Натривые глины вбирают в себя воды, значительно увеличиваясь в объеме. Особое место занимают бентонитовые глины. Они характеризуются хорошей пластичностью, обладают большой обменной емкостью. Бентонитовые глины хорошо гидратируются, сравнительно быстро набухают, значительно увеличиваются в объеме. Особенно это свойственно натриевым бентонитовым глинам. Глина, которая имеет специальное назначение называется полыгорскитовая глина. Она состоит из минерала полыгорскита — водный алюмосиликат магния. Агрегаты полыгорскита имеют волокнистое строение. Обменная емкость полыгорскита 20-30 млг-экв.
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 см3 раствора. За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с. 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 рис. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр площадью 28 см2 за 30 мин. Однако из-за несовершенства предложенных методов и конструкций приборов определение и анализ этого показателя свойств раствора распространения на промыслах не получили. Липкость определяют следующим образом рис. Фильтр с глинистой коркой кладут на столик. На корку кладут стальной брусок квадратного сечения со стороной квадрата, равной 10 мм; вес бруска 6 г, длина 64 мм. 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. 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. 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. Содержание песка определяют с помощю отстойника ОМ-2. 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. 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. 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. 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 электрометрическим способами. Колориметрический способ основан 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. Электрометрический способ используется для более точного определения рН в лабораториях на специальных приборах рН-метрах рис. Здесь для измерения величины рН используется система со стеклянным электродом, электродвижущая сила которой зависит от активности ионов водорода в растворе. 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. Прибор позволяет выполнить измерения рН с точностью до 0,01 единицы. 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. 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. 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.
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. 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. 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. 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. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Прибор АБР-1. В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора рис. Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза. Кроме ареометра поплавкого типа для определения плотности бурового раствора может быть использован рычажный плотномер рис 6. Стабильность и суточный отстой Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы. Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 рис. 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 рис. 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. 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.
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
В целом, водоотдача бурового раствора зависит от множества факторов, которые нужно учитывать и контролировать при работе на буровых установках. Прибор для определения показателя. 11-чашка для фильтра. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Основные характеристики и свойства буровых растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Основное назначение и классификация. 1. Динамическая фильтрация Водоотдача – это количество воды, выделяемой из раствора при некотором перепаде. Ареометр АБР-1. Водоотдача (В) — это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Описаны функции промывки скважин, требования к буровым растворам и их основные свойства.