Плотность бурового раствора. Плотность - это масса в единице объема вещества. Единицы измерения плотности в системе СИ – килограмм на кубический метр (кг/м³), в несистемных единицах - грамм на кубический сантиметр (г/см³).Плотность воды 1000кг/м³. Плотность буровых агентов колеблется от 300-400 до 600-700кг/м³ пены и аэрированные жидкости для АНПД, от 700-800 до 1000кг/м³ облегченные жидкости для АНПД (обычно углеводородные), от 1000 до 1100-1210кг/м³ нормальные жидкости (водные и углеводородные), от 1210 до 2100-2300 кг/м³ утяжеленные для АВПД, более 2300-2400 кг/м³сверхтяжелые для АВПД. Замеряют плотность ареометром АБР-1, рычажными весами.

Основным директивным документом, используемым при выборе плотности раствора, является «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, 05.06.03, №56). Плотность бурового раствора играет важную роль в процессе строительства скважин, а именно способствует созданию давления бурового раствора в скважине, которое позволяет предотвращать приток пластового флюида и сохранять устойчивость стенок скважины в глинистых и солевых отложениях. Неоправданно высокая плотность может привести к гидравлическому разрыву пласта, снижению скорости бурения скважины и повышению вероятности дифференциального прихвата бурильного инструмента. При проектировании плотности бурового раствора учитывают требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п.п.2.7.3).

В соответствии с п.п.2.7.3.2 плотность бурового раствора определяют из условия предупреждения проявления пластового флюида в интервале совместимых условий бурения для горизонтов с наибольшим градиентом пластового давления.

При этом гидростатическое давление столба бурового раствора на забой скважины и продуктивный горизонт должно превышать пластовое давление на величину не менее 10% (коэффициент запаса Кз=1,1) до глубины 1200 м (интервал 0-1200м) и на 5% (Кз=1,05) при глубине свыше 1200 м (п.п. 2.7.3.3).

Формула для определения плотности в этом случае имеет следующий вид:

ρ = Кз*Р_пл/gH ,

где Р_пл - пластовое давление, Па; Н - глубина залегания проявляющего пласта, м.

В некоторых случаях пластовое давление может быть представлено не в абсолютных величинах, а через градиент или коэффициент аномальности пластового давления. В первом случае необходимо пересчитать давление, а во втором целесообразнее использовать формулу:

ρ = Кз*К_аρ_в,

где К_а - коэффициент аномальности пластового давления: К_а=Р_пл/Р_гст.

(При выполнении проекта, выбор плотности раствора производится по коэффициенту аномальности пластового давления.). Допустимый диапазон изменения плотности раствора составляет ±30кг/м³.

В соответствии с тем же пунктом правил безопасности плотность бурового раствора может быть увеличена, но при этом допустимая величина репрессии (Р_реп) не должна превышать 1,5 МПа до глубины 1200 м и 2,5-3,0 МПа при глубине свыше 1200 м. При этом максимальная плотность может быть определена по формуле:

ρ_мах = (Р_пл + Р_реп)/gH

С другой стороны, как было сказано выше, плотность бурового раствора может сыграть немаловажную роль в сохранении стабильности стенок скважины. В соответствии с п.п. 2.7.3.5 в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность бурового раствора устанавливается именно с этих позиций.

Необходимо отметить, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» допускают отклонения, но только по совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика и только в следующих случаях:

- при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции);

- при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями близкими к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Условная вязкость. Условная вязкость (УВ, с) — величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора. Для измерения условной вязкости могут быть использованы: вискозиметр ПВ-5, воронка Марша. Проверку водного числа вискозиметра производят по времени истечения пресной водыобъемом 500 см³при температуре (20±5)°С. Время истечения должно быть равным (15±0,5)с. Диапазон изменения УВ буровых растворов от 20 до 35-40с, от 40 до 100с, более 100 с.

Условная вязкость выбирается с учетом геологических особенностей разреза, диаметра скважины, а также способов бурения. При этом обязательно учитывается состав бурового раствора. Для неосложненных условий бурения условная вязкость, как правило, имеет значение менее 40 с. (по воронке ПВ-5) и зависит только от типа бурового раствора. При прохождении высокопроницаемых поглощающих пластов, неустойчивых сыпучих и литифицированных глинистых пород, а также утяжеленных буровых растворов условная вязкость может иметь повышенные значения. Уровень повышения вязкости при этом будет зависеть от характера осложнений. Например, при бурении в несвязных породах (песок) параметр условная вязкость необходимо поддерживать в зависимости от диаметра долот от 50 до 80 с. (чем больше диаметр долота, тем больше условная вязкость), в аргиллито-мергелистых породах - 40 - 50 с. Исключение могут составить соленасыщенные и полимер-солевые системы, а также буровые растворы с адгезионными кольматантами, которые предупреждают разупрочнение стенок скважины за счет физико-химических процессов. В некоторых случаях бывает необходимо увеличить условную вязкость полимерами до 100с→150с→200с→250с и более при приемлемых значениях пластической вязкости, динамического напряжение сдвига и статического напряжения сдвига без роста гидравлических потерь.

Структурно-реологические показатели. Способность бурового раствора удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии при остановках циркуляции является его важной функцией. Наряду с этим структурно-реологические свойства могут быть полезны для предупреждения или снижения интенсивности поглощения в проницаемые породы и кавернообразования в литифицированных глинах. Структурные свойства в покое принято оценивать статическим напряжением сдвига (СНС). СНС величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры покоящегося раствора. Единица измерения СНС в системе СИ Па. Для оценки тиксотропности – пользуются значениями СНС за 1 и 10 минут покоя (в иностранных стандартах 10 с и 10 мин.). Значения СНС можно обосновать с учетом собственных лабораторных или промысловых исследований. Критериями значений СНС являются седиментационная устойчивость выбуренной породы и утяжелителя в растворе, и величина гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях и пуске насосов. При высоких значениях СНС, обеспечивающих хорошую удерживающую способность, имеет место затруднение при продавке бурового раствора в момент начала циркуляции; возникает эффект значительного поршневания, что может привести к нефтегазоводопроявлениям и осыпанию неустойчивых отложений при подъеме инструмента и поглощению промывочной жидкости или даже к гидроразрыву пород при его спуске. Как правило, для обеспечения седиментационной устойчивости утяжеленных баритом буровых растворов достаточно поддерживать СНС₁ на уровне 2,0 - 3,0 Па. Значение СНС за 10 мин выбирается исходя из формулы СНС₁₀=(1,5-2,0)СНС₁. СНС через 1 мин определяют умножением максимального показания прибора через 1 минуту покоя при скорости3 об/мин на 4,8. Определяют на вискозиметрах (ВСН, OFITE) и СНС-2.

СНС через 10 минут определяют умножением максимального показания прибора через 10 минут покоя при скорости3 об/мин на 4,8 (у водыСНС_1/10=0/0).

Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига выбираются исходя из режима промывки скорости бурения, которые должны обеспечить вынос выбуренной породы на поверхность. Единицы измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига в системе СИ соответственно Па*с и Па.

Пластическая (структурная) вязкость, η_пл (мПа*с) — условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора. Пластическую вязкость η_пл, сПз, вычисляют по формуле (у воды 1 мПа*с):

η_пл = n ₆₀₀ – n ₃₀₀ .

где n ₆₀₀ , n ₃₀₀ показание прибора в градусах при 600 и 300 об/мин.

Диапазон изменения от 10-15 до 40-70 мПа*с.

Динамическое напряжение сдвига, τ₀ (Па) — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению. Отвечает за вынос выбуренной породы на поверхность.

Динамическое напряжение сдвига вычисляют по формуле (у воды 0):

τ₀= ( n ₃₀₀ – η_пл)*4,8.

Диапазон изменения от 4-10 до 20-30 Па

   Эффективная (кажущаяся) вязкостьη_э (мПа⋅с) — величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига. Эффективная вязкость на каждом участке циркуляционной схемы будет иметь конкретное значение, зависящее от скорости сдвига. Эффективную вязкость при 600 об/мин вычисляют по формуле:

η_э = n ₆₀₀ / 2,

Эффективная вязкость при различных скоростях сдвига вычисляется по формуле:

η_э = 300 n_i / i = n_i *511/ γ_i ,

гдеγ_i =1,7 iскорость сдвига соответствующая числу оборотовi.

n_i показание прибора в градусах при i-том числе оборотов.

Диапазон изменения эффективной вязкости от 5-10 до 80-100 мПа⋅с при высоких скоростях сдвига и от 1000-4000 до 200000-500000 мПа⋅с и более при низких скоростях сдвига. Вместе с ДНС отвечают за вынос выбуренного шлама с забоя скважины на поверхность.

В циркуляционной системе скважины скорость сдвига меняется в очень широких пределах: в бурильной колонне от 100 до 500 с^-1, в УБТ от 700 до 3000 с^-1; в затрубном кольцевом пространстве от 10 до 500 с^-1, чаще всего 100 с^-1; в насадках долот от 10 000 до 100 000 с^-1. В желобах от 3 до 10 с^-1; а в рабочих емкостях менее 3 с^-1.

Для выбора численных значений структурно-реологических показателей рекомендуется таблица 5.

Показатель фильтрации. Показатель фильтрации (ПФ, см³), — величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. ПФ косвенно характеризует способность бурового раствораотфильтровываться через стенки ствола скважины. Для измерения ПФ при нормальной температуре могут быть использованы: прибор ВМ-6, фильтр-пресс АРI. Испытание ведут при давлении 0,7 МПа. От величины ПФ и состава фильтрата зависит устойчивость ствола скважины и качество вскрытия коллекторов пласта.

Для измерения ПФ при высоких температурах используют специально сконструированный высокотемпературный фильтр-пресс высокого давления фирмы «BAROID», состоящий из термостатированной печи с диапазоном температур 88–299 °С, ячейки объемом 500 см³ и блока давления с максимальным рабочим давлением 11,33 МПа.

При фильтрации фидьтрата раствора на стенках скважины формируется корка, толщина которой зависит от ПФ. Нормальная корка – от пленки до 1-2 мм. При толстой корке вероятность прихватов возрастает. Косвенно прихватоопасность корки определяют по ее липкости.

Величина фильтрационных потерь бурового раствора имеет исключительно важное значение при строительстве и заканчивании скважины. Высокий ПФ при наличии неустойчивых пород в разрезе (в основном литифицированных глин) способствует интенсивному их осыпанию или выпучиванию в ствол скважины, что сопровождается проработками ствола, затяжками при подъеме бурильного инструмента, а иногда его прихватами.

В зависимости от вещественного состава продуктивного пласта и его свойств ПФ необходимо поддерживать от 2 до 6 см³ за 30 минут. Также необходимо минимизировать ПФ в забойных условиях, она не должна превышать 15 см³ за 30 минут.

ПФ углеводородных растворов, в отличие от водных систем, рекомендуется регулировать в диапазоне от 0 до 2-3 см³за 30 мин, но не более 3-4 см³за 30 мин. Показатель электростабильности (для углеводородных растворов). Определяется разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в раствор и характеризует способность обратной эмульсии противостоять к переходу в прямую (к переворачиванию фаз). Единица измерения В (вольт). Чем выше значение электростабильности (U), тем выше устойчивость углеводородного раствора. Рекомендуемые значения U≥300-400 В.

Кроме рассмотренных технологических показателей буровых растворов существуют не менее важные показатели как водородный показатель, содержание песка, концентрация коллоидных фракций, концентрация твердой фазы и нефти (воды в углеводородном растворе), концентрация газа и т.д. и т.п.

Определение рН–характеризует концентрацию водородных ионов в буровом растворе. Сущность работы с индикаторной бумагой заключается всравнении цвета индикаторной бумаги, смоченной раствором,с эталоном и определении рН. Так как большинство химических реагентов проявляют максимальную эффективность в щелочном диапазоне, то и диапазон изменения рН буровых и технологических жидкостей составляет 7,5-9,5.

Порядок работы: берут полоску индикаторной бумаги и осторожно кладут ее на поверхность бурового раствора; после того как бумажная полоска впитает фильтрат изменит свой цвет, сравнивают его с цветовой шкалой и определяют соответствующее значение рН.

Концентрация посторонних твердых примесей (песка) Сп (%) —величина, определяемая отношением количества всехгрубодисперсных частиц к общему количеству буровогораствора. От содержания песка зависит абразивный износ буровых насосов, насадок долот, турбобуров и т.д. Диапазон Сп менее 1%.

Концентрация твердых примесей равнаудвоенному объему твердого осадка.

Стабильность — способность раствора сохранять своюплотность в течение определенного промежутка времени. Показатель стабильности Со — величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени буровогораствора. Нормальное значение от 0 до 0,2г/см³

Порядок работы: вливают тщательно перемешанную пробу раствора в цилиндр объемом 720 см3 до края; устанавливают заполненный цилиндр в спокойном местеи оставляют его в покое на сутки; через 24 часа открывают пробку, сливают верхнюю частьпробы раствора вместе с отстоявшейся водой; тщательно перемешивают слитый раствор и определяютего плотность, ρ₁; закрыв отвод пробкой, тщательно перемешивают оставшуюся в цилиндре нижнюю половину раствора и определяютее плотность, ρ₂; показатель стабильности вычисляют по разности плотностей С= ρ₁ – ρ₂, г/см³

Концентрация коллоидных частиц Ск, %, — величина, определяемая отношением количества частиц размером менее2 мкм к общему количеству бурового раствора. Характеризуетактивную составляющую твердой фазы, наиболее влияющуюна свойства бурового раствора.В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (МС).В среднем 1 г коллоидных частиц бентонита (размером менее 2 мкм) адсорбирует 59 см3 МС 0,45%-ной концентрации.Эта величина принята стандартной при сравнительной оценкеактивности твердой фазы буровых растворов.

Смазывающая способность раствора. Содержание твердой и жидкой фазы, нефти. Анализ фильтрата бурового раствора.

В общем случае, буровой раствор задается технологическими показателями (табл.3).

Таблица 3–Технологические показатели бурового раствора

Примечание: * содержание солей меняется до насыщения.