Жидкостей

К процессе бурения применяемая промывочная жидкость должна отвечать конкретным технологическим требованиям к ряду основных свойств, выражаемых количественно и требующих измерения, контроля и поддержания на заданном уровне.

В зависимости от условий бурения нефтяных и газовых скважин, их глубины и сложности состава применяемых очистных агентов контроль их параметров можно подразделить на три уровня.

К первому уровню относится контроль параметров бурового раствора, обязательный для всех скважин и выполняемый с помощью приборов, входящих в комплект лаборанта КЛР - 1, с теми же функ­циями, что и приборы из комплекта ЛГР - 3, применяемого при колон­ковом разведочном бурении. С их помощью измеряются: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильт­рации (водоотдача), толщина фильтрационной корки, стабильность, суточный отстой (коллоидальность), содержание песка.

Второй уровень, соответствующий осложненным условиям буре­ния, дополняется определением пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига, водоотдачи при повышенных тем­пературах, содержания газа и нефти, состава твердой фазы, напряже­ния прибоя (для эмульсионных растворов), степени минерализации (содержания ионов Са, Mg , Na , К, CI и др.).

Оба указанных уровня обеспечиваются с использованием само­ходной контрольной лаборатории СКЛ .- 1, включающей, помимо при­боров комплекта КЛР - 1, испытатель гидрофобных эмульсионных растворов ИГЭР - 1, прибор для определения концентрации твердой фазы и нефти ТФН - 1, фильтр-пресс УИВ-2 (ФП - 200).

Третий, наиболее полный и детальный уровень контроля пара­метров буровых растворов, обеспечивается стационарной лаборатори­ей Раствор - 1, включающей помимо всех перечисленных также специ­альные приборы для определения смазочной способности раствора CP - 1, напряжения сдвига фильтрационной корки НК - 1, вискозиметр ВСН - 2М, рН - метр, установку для термообработки раствора УТ -1 и др.

Ниже рассмотрим основные технологические параметры буровых растворов с учетом специфики их контроля при бурении нефтяных и газовых скважин.

Плотность и удельный вес бурового раствора зависят от содер­жания и свойств использованных при его приготовлении компонентов и в условиях недостаточного контроля могут быстро измениться в процессе бурения.

В современной системе измерений (СИ) плотность (масса еди­ницы объема) выражается в килограммах на кубический метр, удельный вес (сила тяжести единицы объема) измеряется в ньютонах на ку­бический метр. Удельный вес зависит от ускорения силы тяжести и точке измерения:

На практике, например в расчетах при приготовлении буровых растворов, пользуются понятием плотности (объемной массы) р, вы­ражаемой в граммах на кубический сантиметр или килограммах на кубический метр, а когда определяется, например, гидростатическое давление раствора в скважине, - понятием удельного веса, выраженно­го в единицах силы и объема. Гидростатическое давление столба про­мывочной жидкости на забой может быть определено по формулам

где Н - глубина скважины по вертикали, м; g - ускорение силы тяжести, м/с²; р - плотность жидкости, кг/м³; у - удельный вес жидко­сти, Н/м³.

Выражая давление в атмосферах, следует учитывать, что для тех­нической атмосферы справедливы следующие соотношения:

1 атм = 1 кгс / см² = 10⁴ kгс / м² = 10 м вод. ст.=980663 Н / м² = 10⁵ Па=0,1 МПа.

Плотность буровых растворов в нормальных условиях составляет р = 1,05 -=- 1,3 г / см³ и находится в прямой связи с дисперсностью твердой фазы. Высоко дисперсная бентонитовая глина уже при концен­трации 0,3 - 0,5% по массе дает водный раствор с удовлетворительны­ми структурными свойствами. При использовании низкокачественных местных глин их концентрацию доводят до нескольких процентов, в связи с чем р раствора возрастает. Увеличение плотности раствора вообще нежелательно, так как снижает механическую скорость буре­ния, повышает затраты энергии на привод насосов и потери раствора в поглощающих породах. Повышенный удельный вес раствора необхо­дим для предупреждения проявлений при высоких пластовых давле­ниях, а также в неустойчивых порода, поскольку фильтрационная кор­ка, прижимаемая к стенкам скважины избыточным гидростатическим давлением раствора, предупреждает обвалы и обрушения проходимых пород.

В необходимых случаях плотность раствора введением утяжели­телей доводит до 2,5 г/см³ или многократно снижают за счет аэрации для устранения поглощений при низких пластовых давлениях.

Для определения плотности раствора р в граммах на кубический сантиметр, как и при колонковом бурении, в производствен­ных условиях используют ареометр АБР - 1 (рис. 6.3) (АГ - ЗПП, АГ - ЗМ) с погрешно­стью измерений в пределах 0,02 г/см³. В ла­бораторной практике применяют пикнометр с погрешностью не выше ± 0,1%. В ком­плект лаборанта при нефтяном бурении для этой цели входят рычажные весы - плотно­мер ВПР - 1, устройство которых ясно из рис. 6.4.

Техническая характеристика ВРП - 1:

Диапазон измерения плотности г/см³:

на верхней шкале                                                               0,9 - 1,6

на нижней шкале                                                                1,5 - 2,6 Погрешность измерения, г/см³                                                              ±0,01

Условная вязкость Т (Т500, с) определяется с помощью вискози­метра ВБР - 1 (рис. 6.5) (СПВ-5), статическое напряжение сдвига Ө1 (в паскалях) измеряют прибором СНС-2 (рис. 6.6), показатель (фильтрации Ф или водоотдачи В (в кубических сантиметрах за 30 мин) и толщина фильтрационной (глинистой) корки К (в миллимет­рах) определяются прибором ВМ - 6 (рис. 6.7), содержание песка («пе­сок») П (в процентах) - отстойником ОМ - 2 (отстойник Т.Д.Лысенко (рис. 6.8)), стабильность С (в граммах на кубический сантиметр) - с помощью цилиндра стабильности ЦС - 2 (рис. 6.9) и ареометра, суточ­ный отстой (коллоидальность) О (в процентах) - с применением лю­бого стеклянного мерного цилиндра с делениями через 1 см³. Эти при­боры и порядок работы с ними известны в практике колонкового раз­ведочного

При бурении скважин на нефть и газ определения касательных напряжений сдвига (статического напряжения) раство­ра (в Паскалях), а также динамической вяз­кости ньютоновских жидкостей (в Паска­лях в секунду) используют ротационный вискозиметр ВСН-3, схема которого пред­ставлена на рис. 6.10, а принцип работы аналогичен прибору СНС-2.

Для измерения тех же параметров буровых растворов и ньютоновских жид­костей в условиях повышенных темпера­тур и давлений применяют вискозиметр ВСН - 2М, помещенный в автоклав, куда входит также контейнер, заполняемый инертным газом под давлением, которое контролируется манометром. Контейнер снабжен нагревательным элементом и змеевиком для принудительного охлажде­ния. Температура контролируется прибо­ром МВУ6-41 с помощью установленной в контейнере термопары.