фильтрата и Р-бурового раствора. для дальнейшего замедления загущения вводят разжижитель повышенной концентрации. 7.2. Приготовление бурового раствора производится в растворном узле, входящим в состав буровой установки. Буровой раствор готовится в смесителе (гидроворонке) где техническая вода смешивается с глинопорошком и полимерами в необходимых количествах. О сервисе Прессе Авторские права Связаться с нами Авторам Рекламодателям Разработчикам. Раствор буровой (drilling mud) – дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважин от шлама и создания противодавления на разбуриваемые пласты. 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.
Какие функции выполняет буровой раствор?
Затем включают электродвигатель 4, который приводит стакан 3 во вращение с частотой 0,2 об. По шкале 6 наблюдают за вращением цилиндра, который, будучи связан с образовавшим структуру раствором, вовлекается во вращение до тех пор, пока усилие в пружине 7 не станет равным усилию сцепления раствора со стенками цилиндра. В этот момент структура раствора разрушается, вращение цилиндра прекращается. Угол закручивания пружины отмечают по шкале. Второе измерение производят аналогично после выдержки раствора в приборе в течение 10 мин. Для характеристики фильтрационных свойств, то есть свойств, связанных с проникновением компонентов раствора в контактирующие с ним горные породы и пласты с образованием фильтрационной корки используют показатель фильтрации и толщины корки. В полевых условиях показатель фильтрации водоотдача - количество воды в см3, отфильтровавшейся в течение 30 мин из 100 см3 глинистого раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм под избыточным давлением 0,1 МПа измеряют с помощью прибора ВМ-6 рис.
Для измерения водоотдачи стакан 1 заполняют раствором. На стакан наворачивают цилиндр 6, в который вводят плунжер 7 с напорным цилиндром 10. После этого вынимают пробку 3 и одновременно фиксируют время. В результате давления, создаваемого плунжером, свободная вода из глинистого раствора проходит через фильтровальную бумагу в кольцевую емкость основания 4. Отсчет водоотдачи снимают через 30 мин по шкале против метки напорного цилиндра.
В связи с этим необходимо регулировать толщину глинистой корки; она должна быть более тонкой и малопроницаемой. Снижение водоотдачи раствора до 2—3 мл не означает, что могут быть достигнуты наилучшие результаты при вскрытии продуктивного пласта. Изменение природы и состава глинистой фазы в буровом растворе может оказать большее влияние на толщину глинистой корки, чем на водоотдачу. При статической водоотдаче в скважине объем фильтрата прямо пропорционален квадратному корню из величины времени фильтрации. Оценка влияния перепада давления на фильтрацию бурового раствора показывает, что проникновение фильтрата в пласт при статической фильтрации зависит от сжимаемости глинистой корки под действием перепада давления, дисперсности слагающих ее частиц и т. В этом случае важно знать сжимаемость и уплотнение глинистой корки, что зависит от свойств слагающего ее материала. Если корка сформировалась из утяжеленного раствора и представлена в основном баритом, то ее сжимаемость будет значительно меньше, чем сжимаемость корки из коллоидальных глинистых частиц. Глинистые корки бентонитовых суспензий сильно сжимаемы, поэтому, уплотняясь, они дают низкую проницаемость и меньшую фильтрацию воды в пласт. Аналогичные зависимости наблюдаются и в флокулированных системах. Фло-кулы полимеров могут настолько снижаться под действием перепада давления, что образуют полупроницаемые полимерные мембраны, не пропускающие воду в проницаемый пласт. В этом аспекте представляет научный интерес изучение фильтрационных процессов полимерных и полимерглинистых суспений под действием высоких перепадов давлений и забойных температур. Из изложенного следует, что для снижения водоотдачи буровых растворов необходимо управлять проницаемостью глинистой корки, изменяя содержание и свойства твердой фазы бурового раствора и используя физико-химические методы обработку полимерами. Фильтрацию буровых растворов можно снизить, увеличивая вязкость фильтрата. С повышением вязкости фильтрата количество отфильтровавшейся в пласт жидкости уменьшается, и, наоборот, уменьшение вязкости под действием, например, высокой забойной температуры приводит к росту водоотдачи. Поскольку забойная температура практически не влияет на свойства твердых компонентов буровых растворов, то повышение водоотдачи в этих случаях связано с изменением вязкости фильтратов и деградацией защитных полимеров при высоких температурах. Фильтрацию буровых растворов можно регулировать увеличением содержания коллоидной твердой фазы в растворе и обработкой защитными реагентами — понизителями фильтрации, повышающими вязкость фильтрата и снижающими толщину глинистой корки и ее проницаемость. Однако все это приводит к повышению вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига и к неизбежному снижению механических скоростей бурения. По-видимому, наиболее рациональным вариантом может быть снижение проницаемости глинистой корки полимерными материалами, которые не увеличивают вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига, возникающих при истечении из отверстий долота, и предупреждают проникновение фильтрата в пласты. Такими буровыми растворами могут служить композиции полимерных и полимерглинистых буровых растворов с низким содержанием твердой фазы. Снижения водоотдачи буровых растворов можно добиться добавками нефти, которые, распределяясь в виде глобул, образуют в растворе суспензионно-эмульсионную структуру. Дальнейшее увеличение ее содержания приводит к резкому увеличению вязкости и к незначительному уменьшению фильтрации. Пропитка корки глобулами нефти снижает ее проницаемость и гидрофобизирует поровое пространство, способствуя снижению ее фильтрационных свойств.
Анионы влияют следующим образом. Заказать работы Защитные высокомолекулярные вещества распадаются в воде на крупные молекулы, которые адсорбируются на частичках, создавая вокруг защитный слой. При этом повышаются гидрофильность глинистых частиц и агрегативная устойчивость системы. Макромолекулы таких реагентов, а также слои, образуемые ими на элементарных кристалликах глины, способствуют увеличению плотности фильтрационных корок, в результате чего снижается водоотдача буровых растворов. Адсорбируясь на гранях и ребрах глинистых частиц, высокомолекулярные соединения в большинстве случаев уменьшают их сцепление друг с другом, снижая вязкость и предельное статическое напряжение сдвига системы. В таблице 7.
ПЭС-1 - универсальный жидкий пеногаситель. ПАЦ НВ - применяется для снижения показателей фильтрации буровых растворов. ПАЦ НВ- подходит для снижения водоотдачи безглинистых и малоглинистых растворов. Эффективно регулирует реологические вязкостные характеристики буровых растворов. Сода кальцинированная - предназначена для снижения жесткости воды затворения путем осаждения катионов кальция. Сода бикарбонат - предназначен для снижения рН раствора и осаждения кальция при загрязнении цементом. Atren-Bio - бактерицид. КМЦ 600- применяется для снижения фильтрации бурового раствора с увеличением вязкостных характеристик. NaCl - применяется для искусственной минерализации раствора, стабилизирует стенки скважины, путем фиксации ионов натрия на местах катионного обмена в глинистых минералах и таким образом переводит их в более стабильную ненабухающую форму. Компоненты бурового раствора представляют собой вещества не более 4 класса опасности и специальных требований при работе с ними не применяется. Вместе с тем должны соблюдаться общие требования при работе с пылящими и нетоксичными химреагентами: персонал должен работать в спецодежде, перчатках, респираторах, фартуках, помещение должно быть хорошо проветриваемым и освещенным. В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта. На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды. Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта. Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия. Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ. На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже. Полимер-эмульсионный буровой раствор ПМГ для бурения надпродуктивного интервала В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины. Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта. Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.
РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА
Вынос шлама и размыв стенок скважины. Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонтальных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бурении соседних вертикальных или наклонных скважин. Для бурения направления диаметром 324 мм в интервале до 80 м применяется рецептура на основе глинистого раствора, примененного на соседней скважине или заново приготовленный буровой раствор. Раствор буровой (drilling mud) – дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважин от шлама и создания противодавления на разбуриваемые пласты. СНС величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры покоящегося раствора. Это способность бурового раствора удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии при остановках циркуляции. Одним из главных аспектов, которым важна водоотдача бурового раствора, является снижение трения. При бурении скважины буровой раствор передвигается по стенкам скважины, создавая трение между раствором и скважиной.
Какие функции выполняет буровой раствор?
Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. 1 Область применения. Настоящий стандарт устанавливает стандартные процедуры для определения следующих параметров буровых растворов на водной основе: a) плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора). Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. К первой категории относятся глины и шлам, ко второй – утяжелители. Количество и тип влияют на показатели вязкости, фильтрационной корки, абразивности, водоотдачи. Высокое содержание твердой фазы понижает темп проходки и скорость подачи бурового раствора.
Измерение водоотдачи буровых растворов.
Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что через определенное время из системы циркуляции отбирают заданное количество проб и выполняют измерения с помощью приборов и устройств. Снижения водоотдачи буровых растворов можно добиться добавками нефти, которые, распределяясь в виде глобул, образуют в растворе суспензионно-эмульсионную структуру. При этом снижение водоотдачи достигается обычно при содержании в растворе около 5% нефти. При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть – буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid). Измерение водоотдачи буровых растворов. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. это водоотдача, плотность и минерализация фильтрата. Единица измерения водоотдачи бурового раствора – см3/ч. Чем ниже водоотдача, тем лучше раствор для геофизических измерений.
Факторы, влияющие на водоотдачу бурового раствора
- Увеличение - водоотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
- Влияние водоотдачи бурового раствора
- Вода в буровом растворе
- Водоотдача в статических условиях
- Водоотдача в статических условиях
- Значение водоотдачи в бурении
7 тема: «Материалы и реагенты для регулирования свойств буровых растворов» (стр. 1 )
Для предотвращения негативного воздействия буровой промывочной жидкости на продуктивность пластов необходимо осуществление тщательной очистки буровой промывочной жидкости от выбуренной породы шлама и контроль за параметрами промывочной жидкости для предотвращения вредного влияния на проницаемость призабойной зоны продуктивных пластов. Газонефтеводопроявления ГНВП в процессе бурении возможны при снижении гидростатического давления из-за недолива жидкости в скважину либо снижения плотности бурового раствора, заполняющего скважину ниже допустимой величины. При бурении возможны и прихваты бурильной колонны, а также сужение ствола скважины за счет разбухания глин из-за некачественного подбора состава бурового раствора. Раствор для бурения под направление Для бурения направления диаметром 324 мм в интервале до 80 м применяется рецептура на основе глинистого раствора, примененного на соседней скважине или заново приготовленный буровой раствор. Раствор должен быть приготовлен на пресной воде, щелочность которой необходимо увеличивать с помощью каустической соды, при этом добавляя бентонитовый материал для повышения вязкости.
Анализируют параметры раствора на выходе из скважины. По нему определяют: наличие углеводородных газов в водном растворе; содержание горючих газов в кусках породы; характеристики промывочной жидкости и другие полезные данные для инженеров. Анализ позволяет составить подробную кривую скорости бурения. Регулирование свойств бурового раствора Жидкости для промывки ствола предназначены для упрощения бурения и повышения добычи на нефтегазовых месторождениях.
С помощью винта 11 клапана 10с резиновой прокладкой 8 прижимают к нижней стороне корпуса фильтра, перекрывая таким образом каналы фильтрации. Фильтрационный стакан в собранном виде устанавливают в кронштейн 13 и заливают в него исследуемую промывочную жидкость 14. На резьбу горловины стакана 5 навинчивают напорный цилиндр 3 с чашкой в нижней части и проверяют перекрыт ли дроссельный кран 4. Через 30 мин. После взятия отсчета открывают дроссельный кран 4, выпускают остатки масла из цилиндра 3. Затем при открытом кране вынимают плунжер и сливают масло из чашки. Вынув из кронштейна фильтрационный стакан, выливают из него остатки жидкости масла, прибор разбирают, извлекая фильтр с фильтрационной коркой.
Это достигается с применением в растворах электролитов солей в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Из числа известных растворов этого типа гипсовый, хлоркальциевый наиболее эффективным является калиевый раствор. Уникальность этого раствора заключается в том, что ион калия, в сравнение с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием. Во-первых, он подавляет процесс набухания глин, адсорбируясь в достаточном количестве на базальных плоскостях, и полностью нейтрализует заряд поверхности. Ион калия является практически негидратируемым катионом, за счет чего достигается надежная коагуляция плоскостей глины. Во-вторых, малый размер гидратированного катиона калия позволяет ему проникать в особые места кристаллической решетки глин и необратимо нейтрализовать отрицательный заряд поверхности глины. В результате такого химического взаимодействия происходят изменения минералогической природы глин, которые превращаются в водонечувствитель-ный минерал — довольно хорошо окристаллизованную гидрослюду. Этот процесс практически необратим. Интенсивность такого процесса насыщения глины ионами калия зависит от концентрации данных ионов, примесей других солей, температуры и величины рН. Дешевым и доступным источником ионов калия является хлористый калий. Для эффективного ингибирования необходимо, чтобы концентрация хлорида калия не менее, чем в 3 раза превышала концентрацию других солей NaCl, Na2SO4, CaSO4. Важным условием является величина рН, которую необходимо поддерживать на уровне 9-10.
Основные технологические свойства буровых растворов. Параметры, характеризующие эти
Состав бурового раствора Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов. Например: Полимеры : Негативное влияние pH и кальция; Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей; Коррозия Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород. Содержание твердой фазы Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности HGS , или как твердая фаза низкой плотности LGS. Барит или другие утяжелители относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности. Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на: Вязкость Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза LGS имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Вредными примесями в глинах, ухудшающими стабильность глинистых растворов, являются гипс, растворимые соли, известняк.
Согласно техническим условиям ТУ У 39-688-81 основным показателем качества глинистого сырья и глинопорошков, предназначенных для приготовления буровых растворов, является выход раствора — количество кубометров раствора взвеси заданной вязкости, получаемого из 1 т глинистого сырья. Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине Большинство буровых растворов при буровых операциях рециркулирует по следующему циклу: Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбивает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом. Буровой раствор поднимается по затрубу — пространству между стенками скважины и бурильной трубой.
На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведёт к вибрационному ситу. Сито состоит из ряда вибрирующих металлических решеток, которые используются для отделения раствора от шлама. Раствор протекает через решетку и возвращается в отстойник.
Она обеспечивает снижение трения, эффективную очистку скважины и управление гидродинамическим давлением. Уделяя должное внимание водоотдаче раствора, можно обеспечить более эффективное и безопасное проведение работ.
Параметры влияющие на водоотдачу: Плотность бурового раствора: повышение плотности раствора может снизить его водоотдачу. Вязкость бурового раствора: увеличение вязкости раствора часто сопровождается снижением его водоотдачи. Концентрация добавок: содержание добавок в буровом растворе может оказывать влияние на водоотдачу. Содержание глин в буровом растворе: повышенное содержание глин может снизить водоотдачу раствора. Размеры частиц в буровом растворе: наличие больших частиц в растворе может способствовать увеличению водоотдачи.
Давление бурового раствора: давление является одним из основных факторов, влияющих на водоотдачу. Эти параметры могут влиять как положительно, так и отрицательно на водоотдачу бурового раствора. При оптимальной комбинации данных параметров можно достичь более эффективного процесса бурения. Размер частиц в буровом растворе При выборе размера частиц в буровом растворе необходимо учитывать ряд факторов, таких как геологические условия, тип грунта, особенности скважины и требования к качеству бурения.
Повышение температуры растет водоотдача, что также нужно учитывать при определении показателя фильтрации. Таким образом, для определения действительного показателя фильтрации необходимо иметь прибор с механизмом регулирования давления, скорости циркуляции бурового раствора, его температуры. К приборам в которых можно регулировать давление исследуемой жидкости, относится прибор ФЛР-1 фильтр-пресс. Фильтр-пресс ФЛР-1 Прибор работает следующим образом. Раствор из нагнетательной линии через кран 1, фильтр 3 и открытую задвижку 2 направляется в кольцевое пространство, образованное корпусом 4 и фильтром 5. Площадь цилиндрической поверхности фильтра равна площади фильтровальной бумаги для прибора ВМ-.
Преодолевая сопротивление пружины редукционного клапана 6 отфильтрованная жидкость стекает в измерительный цилиндр 7. Циркулирующая жидкость через распределительную муфту 8 удаляется из системы. Давление контролируется монометром 9. Прибор позволяет измерять водоотдачу при перепаде давления до 15 МПА и скорости циркуляции промывочной жидкости равной скорости восходящего потока бурового раствора в скважине. Недостатки: 1 Нельзя регулировать температуру, 2 вместо горной породы используется бумажный фильтр. Прибор состоит из пневматической системы трубопровод, манифольд 13 с вентиляторами, баллон — ресивер 14, манометр 12 и гидравлической системы автоклав 7, трубка 5, холодильник с вентилем 20. Автоклав нагревают с помощью наружного электронагревателя 9, выполненной из нихромовой проволоки с фарфоровыми изоляторами. Мощность нагревателя регулируется автотрансформатором 16 типа РНО-250-2 и контролируется амперметром 17. Температуру пробы измеряют хромель-копеловой термопарой 4 в комплекте с регистрирующим потенциалом 1, с помощью которого заданная температура поддерживается автоматически. Фильтрационный элемент 8, над которым установлена металлическая шайба-отбойник 2, соединен с крышкой 6, прижимающейся к корпусу автоклава через резиновое уплотнительное кольцо 3 с помощью нажимной гайки 10.
Мешалка 11 приводится во вращение однофазным электродвигателем 15. Термостат, в котором установлен автоклав состоит из винтообразной рубашки охлаждения 19, электронагревателя 9 и теплоизоляционного кожуха 18. Порядок работы. Промывочную жидкость заливают в автоклав. На решетке фильтра закрепляют фильтровальную бумагу при - асбестовую бумагу устанавливают собранную крышку автоклава 6, закрепляют её гайкой 10, на крышке закрепляют воздухопровод и трубку для отвода фильтрата 5, устанавливают стрелку потенциометра на деление, соответствующей заданной температуре, включают электродвигатель. Открыв вентили «баллон I» и «автоклав IV», подают сжатый воздух в автоклав, после достижения заданной температуры, подают воду в холодильник. Измерение водоотдачи начинается с момента открытия вентиля «фильтрат» 20. Охлажденный в холодильнике фильтрат поступает в измерительную ёмкость. По окончании измерения необходимо отключить электродвигатель, с помощью вентиля «сброс III» снизить давление в автоклаве до атмосферного и отсоединить от крышки автоклава воздухопровод и трубку, отводящую фильтрат, разобрать фильтр, извлечь автоклав, вылить раствор, установить начальное давление в баллоне с помощью вентиля II.
Глава 8. Контроль содержания твердой фазы.
Этот реагент совместим со всеми реагентами и видами химической обработки. КМЦ мало эффективна при хлоркальциевой агрессии, обеспечивает низкую водоотдачу до температуры 120 - 130 С. С повышением температуры при минерализации расход КМЦ возрастает. Выравнивание давлений зависит от параметров фильтрующегося раствора: с увеличением водоотдачи и удельного веса скорость выравнивания давлений возрастает. Насыщение солью NaCl растворов приводит к разжижению системы, характеризующейся увеличением водоотдачи , снижением вязкости и тиксо-тропности этих систем.
Однако повышение вязкости приводит к снижению механической скорости проходки.
Вязкость Вязкость характеризует прокачиваемость буровых растворов, способность выносить шлам с забоя. Обычно измеряют динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость определяется для растворов, не образующих структуры пресная и соленая вода , пластическая - для вязко-пластичных жидкостей глинистые растворы , условная вязкость - для любых растворов, главным образом в полевых условиях. Динамическая и пластическая вязкость измеряется с помощью капиллярных или ротационных вискозиметров ВСН-3 рис. Отверстие латунной трубки снизу закрывают пальцем и в воронку через сетку 3 ковшом наливают испытуемый раствор до перелива через край. Затем под воронку подставляют мерный стакан 4 и, отнимая палец от отверстия трубки, пускают в ход секундомер. Время наполнения кружки в секундах характеризует условную вязкость данного раствора. Бурение в несложных условиях ведут, применяя глинистый раствор вязкостью 18-22 с.
Для борьбы с потерей циркуляции промывочной жидкости вязкость раствора доводят до 40-50 с и более, вплоть до состояния «не течет». Схема вискозиметра ВСН-3: 1 — корпус; 2 — вискозиметр; 3 — стакан; 4, 10 — электродвигатель; 5, 8 — шестерни; 6 — шкала; 7 — пружина; 9 — коробка передач Рис. Полевой вискозиметр СПВ-5 Предельное статическое напряжение Предельное статическое напряжение сдвига буровых растворов глинистых, нефтеэмульсионных и др. Это свойство растворов называется тиксотропностью.
Он охлаждает и смазывает оснастку, снижает трение, удаляет нерасплавленную грунтовую породу и обеспечивает стабильность стенок скважины.
Однако, неправильная водоотдача может привести к негативным последствиям и снизить эффективность бурения. Автоматическая регулировка водоотдачи помогает достичь оптимального баланса между водой и буровым раствором. Приборы, такие как регуляторы давления, датчики и клапаны, позволяют поддерживать необходимый уровень влажности раствора и контролировать его свойства. Слишком низкая водоотдача может привести к перегреву оснастки и повреждению инструмента бурения. При этом также снижается эффективность очистки скважины от вынесенных грунтов.
Слишком высокая водоотдача может вызвать проблемы с образованием глинистых пробок и утруднить передвижение бурового раствора по трубопроводу. Оптимальная водоотдача бурового раствора зависит от многих факторов, включая тип грунта, глубину скважины, параметры бурового инструмента и требования к процессу бурения. Регулирование водоотдачи позволяет адаптировать буровой процесс к конкретным условиям и достичь наилучших результатов. Использование современных технологий и контрольных систем позволяет оптимизировать процесс регулирования водоотдачи и улучшить эффективность бурения. Это важный инструмент, который помогает сократить время и затраты на процесс бурения, а также повысить качество и надежность скважин.
Контроль водоотдачи во время бурения Водоотдача бурового раствора играет важную роль в процессе бурения скважин. За ней необходимо тщательно следить, чтобы обеспечить оптимальные условия для проведения работ. Контроль водоотдачи проводится с помощью различных методов и инструментов. Один из основных способов — использование пробных забоев. Они позволяют оценить объем бурового раствора, который выходит на поверхность в единицу времени.
Для этого во время забоя замеряют объем раствора, который попадает в специальную емкость, и время, за которое это происходит. Полученные данные позволяют определить скорость и эффективность водоотдачи. Однако пробные забои не являются единственным способом контроля водоотдачи. Для более точных результатов инженеры и специалисты могут использовать специализированные датчики и приборы. Они позволяют непрерывно отслеживать и контролировать водоотдачу на каждом этапе бурения.
Важно поддерживать оптимальные показатели водоотдачи в процессе бурения. Слишком высокая водоотдача может привести к потере бурового раствора и нарушению структуры пласта, а слишком низкая — к образованию заторов и возникновению других проблем.
Если водоотдача недостаточна, в буровом растворе может накапливаться избыток твердых частиц и грязи, что приводит к повышению его вязкости. Это затрудняет процесс бурения и может привести к забиванию скважины. Увеличение нагрузки на оборудование. При недостаточной водоотдаче увеличивается нагрузка на насосы и другое буровое оборудование. Это приводит к повышенному износу и ускоренному старению оборудования, а также может повлечь за собой высокие затраты на его ремонт и замену. Затруднение очистки скважины.
Неправильная водоотдача может привести к неполной очистке скважины от образовавшейся при бурении грязи и глины. Это создает препятствия для нормального движения буровых инструментов и может вызывать заторы и неполадки. Снижение производительности скважины. Водоотдача является ключевым фактором для обеспечения эффективного процесса бурения. Если водоотдача недостаточна, скорость бурения и производительность скважины могут снизиться, что в итоге приведет к увеличению времени и затрат на выполнение проекта.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
В статье рассмотрены основные методы измерения водоотдачи бурового раствора, используемые в ми-ровой нефтяной промышленности. 1 Область применения. Настоящий стандарт устанавливает стандартные процедуры для определения следующих параметров буровых растворов на водной основе: a) плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора). 14. Автоматизированное рабочее место бурового мастера, созданное преподавателями кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа (НИУ) имени а по определению параметров бурового раствора и химических реагентов.
Влияние водоотдачи бурового раствора на бурение
- Какие функции выполняет буровой раствор?
- Водоотдача, водоотдача бурового раствора, водоотдача тампонажного раствора в России
- Для чего необходимо замерять плотность бурового раствора условную вязкость водоотдачу
- Приборы для определения характеристик растворов
Руководство для обучения инженеров по буровым растворам — часть 48
В приборе ВМ-6 водоотдачу измеряют в статическом состоянии при постоянном перепаде давления 0, 1 МПа. За величину водоотдачи принимают количество жидкости, отфильтровавшейся через бумажный фильтр за 30 мин. Прибор имеет две модификации. Первая рис. В фильтрационном стакане между собственно стаканом 5 и его поддоном 9, в специальной кольцевой выточке зажимается металлической корпус фильтра 7, на который при измерении укладывают смоченный в воде кружок фильтровальной бумаги 6.
С помощью винта 11 клапана 10с резиновой прокладкой 8 прижимают к нижней стороне корпуса фильтра, перекрывая таким образом каналы фильтрации. Фильтрационный стакан в собранном виде устанавливают в кронштейн 13 и заливают в него исследуемую промывочную жидкость 14.
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.
Различают СНС через 1 и 10 мин. Напряжение электропробоя бурового раствора electrical break-down, mud break — down voltage - величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определённом расстоянии электродами, погружёнными в буровой раствор. Насыщение бурового раствора воздухом air cut — случайное механическое включение и дисперсия воздуха в систему бурового и тампонажного раствора.
Параметры бурового раствора drilling mud characteristics — показатели, характеризующие основные свойства бурового раствора: плотность, условную вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдачу, толщину глинистой корки, стабильность, содержание песка, содержание газа, концентрацию водородных ионов рН , температуру и др. Пластичность глин clay plasticity - способность глинистого теста принимать придаваемую ему форму, зависящая от минералогического и гранулометрического состава глины, формы и характера поверхности зёрен, количества воды в глинистом тесте, содержания в воде растворимых солей и других причин. Показатель бурового раствора, водородный pH mud index — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в растворах, численно равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода. Показатель бурового раствора,окислительно-восстановительный mud pH value — величина, характеризующая активность окислителей и восстановителей в буровом растворе, равная электрическому потенциалу инертного электрода в определённых условиях.
Показатель коллоидальноститвёрдой фазы бурового раствора drilling mud colloidity index, colloidity coefficient of mud solid phase - величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством активного вещества, адсорбированного единичной массой дисперсной фазы. Показатель консистенции бурового раствора consistency index, consistency coefficient - коэффициент степенной функции, отображающий зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Показатель минерализации бурового раствора salt contamination, salt index, mud salinity index - величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия. Показатель неньютоновского поведения бурового раствора non-Newtonian behavior index - показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.
Показатель седиментации бурового раствора setting index, mud sedimentation index — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определённого объёма бурового раствора в результате разделения компонентов за определённое время. Показатель фильтрации бурового раствора filtration, filter loss, fluid loss, water loss, filtrate index - величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровывать часть своей жидкой фазы через стенку ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через перегородку ограниченной площади под действием определённого перепада давления за определённое время, см3 см. Прилипание adhesion — усилие, удерживающее разные молекулы или частицы. Проба раствора sample mud — отобранное некоторое количество объём бурового раствора для определения некоторых параметров.
Скорость сдвига бурового раствора mud rate of shear, mud gradient of shear strain величина, характеризующая скорость относительной деформации, определяемая отношением разности скоростей двух соседних слоёв бурового раствора, скользящих друг относительно друга в направлении, параллельном плоскости контакта, к расстоянию между ними. Содержание песка в буровом растворе sand content - определение нерастворимых твёрдых веществ, собранных на сите 200 меш американский вариант. Содержание концентрация твёрдых веществ в буровом растворе solid concentration — общий объём твёрдых частиц в растворе, определённый дистилляцией растворимых и нерастворимых частиц. Взвешенные твёрдые вещества могут быть высокой и низкой плотностью, природные и промышленные.
Взвешенные твёрдые вещества образуют глинистую корку, растворимые остаются в фильтрате. Сопротивлениебурового раствора,электрическое mud electric resistance - сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Сопротивление бурового раствора, электрическое, удельное specific electric mud resistance — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора электрическому току, определяемая отношением напряжённости электрического поля к плотности тока. Теплоёмкость бурового раствора,удельная specific heat, specific mud heat capacity - количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус.
Толщина фильтрационной корки бурового раствора mud cake thickness - величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенке скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определённого перепада давления за определённое время, мм. Точкаанилиновая aniline point — наименьшая температура, при которой равные объёмы свежедистиллированного анилина и нефти, уже испытанной, полностью смешиваются. Это испытание даёт указание на свойства парафиновая, нафтеновая, асфальтовая, ароматическая нефти. Анилиновая точка, применяемая в бурении для растворов на дизельном топливе или нефти, указывает на отрицательное воздействие, которое эти материалы могут оказать на естественную или синтетическую резину — чем ниже анилиновая точка, тем сильнее разрушение резиновых частей.
Фильтрат бурового раствора drilling mud filtrate — жидкая фаза бурового раствора, которая отфильтровывается в пласт-коллектор фильтром являются порода-коллектор и глинистая корка на стенке скважины вследствие разности давления столба жидкости в скважине и пластового давления. Различают динамическую и статическую фильтрацию. Щёлочность alkalinity — объединённая способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде.
Или: величина, характеризующая прочность тиксотропный структуры бурового раствора, то есть величина того касательного напряжения, при котором буровой раствор выводится из состояния равновесия и начинает двигаться, а также устанавливает интенсивность роста его во времени. Напряжение сдвигабурового раствора,статическое, предельное mud gel strength — способность и мера коллоида, суспензии бурового раствора образовывать гель. Различают СНС через 1 и 10 мин. Напряжение электропробоя бурового раствора electrical break-down, mud break — down voltage - величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определённом расстоянии электродами, погружёнными в буровой раствор. Насыщение бурового раствора воздухом air cut — случайное механическое включение и дисперсия воздуха в систему бурового и тампонажного раствора. Параметры бурового раствора drilling mud characteristics — показатели, характеризующие основные свойства бурового раствора: плотность, условную вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдачу, толщину глинистой корки, стабильность, содержание песка, содержание газа, концентрацию водородных ионов рН , температуру и др. Пластичность глин clay plasticity - способность глинистого теста принимать придаваемую ему форму, зависящая от минералогического и гранулометрического состава глины, формы и характера поверхности зёрен, количества воды в глинистом тесте, содержания в воде растворимых солей и других причин. Показатель бурового раствора, водородный pH mud index — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в растворах, численно равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода. Показатель бурового раствора,окислительно-восстановительный mud pH value — величина, характеризующая активность окислителей и восстановителей в буровом растворе, равная электрическому потенциалу инертного электрода в определённых условиях.
Показатель коллоидальноститвёрдой фазы бурового раствора drilling mud colloidity index, colloidity coefficient of mud solid phase - величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством активного вещества, адсорбированного единичной массой дисперсной фазы. Показатель консистенции бурового раствора consistency index, consistency coefficient - коэффициент степенной функции, отображающий зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Показатель минерализации бурового раствора salt contamination, salt index, mud salinity index - величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия. Показатель неньютоновского поведения бурового раствора non-Newtonian behavior index - показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Показатель седиментации бурового раствора setting index, mud sedimentation index — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определённого объёма бурового раствора в результате разделения компонентов за определённое время. Показатель фильтрации бурового раствора filtration, filter loss, fluid loss, water loss, filtrate index - величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровывать часть своей жидкой фазы через стенку ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через перегородку ограниченной площади под действием определённого перепада давления за определённое время, см3 см. Прилипание adhesion — усилие, удерживающее разные молекулы или частицы. Проба раствора sample mud — отобранное некоторое количество объём бурового раствора для определения некоторых параметров. Скорость сдвига бурового раствора mud rate of shear, mud gradient of shear strain величина, характеризующая скорость относительной деформации, определяемая отношением разности скоростей двух соседних слоёв бурового раствора, скользящих друг относительно друга в направлении, параллельном плоскости контакта, к расстоянию между ними.
Содержание песка в буровом растворе sand content - определение нерастворимых твёрдых веществ, собранных на сите 200 меш американский вариант. Содержание концентрация твёрдых веществ в буровом растворе solid concentration — общий объём твёрдых частиц в растворе, определённый дистилляцией растворимых и нерастворимых частиц. Взвешенные твёрдые вещества могут быть высокой и низкой плотностью, природные и промышленные. Взвешенные твёрдые вещества образуют глинистую корку, растворимые остаются в фильтрате. Сопротивлениебурового раствора,электрическое mud electric resistance - сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Сопротивление бурового раствора, электрическое, удельное specific electric mud resistance — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора электрическому току, определяемая отношением напряжённости электрического поля к плотности тока. Теплоёмкость бурового раствора,удельная specific heat, specific mud heat capacity - количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Толщина фильтрационной корки бурового раствора mud cake thickness - величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенке скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определённого перепада давления за определённое время, мм. Точкаанилиновая aniline point — наименьшая температура, при которой равные объёмы свежедистиллированного анилина и нефти, уже испытанной, полностью смешиваются.
Это испытание даёт указание на свойства парафиновая, нафтеновая, асфальтовая, ароматическая нефти. Анилиновая точка, применяемая в бурении для растворов на дизельном топливе или нефти, указывает на отрицательное воздействие, которое эти материалы могут оказать на естественную или синтетическую резину — чем ниже анилиновая точка, тем сильнее разрушение резиновых частей. Фильтрат бурового раствора drilling mud filtrate — жидкая фаза бурового раствора, которая отфильтровывается в пласт-коллектор фильтром являются порода-коллектор и глинистая корка на стенке скважины вследствие разности давления столба жидкости в скважине и пластового давления. Различают динамическую и статическую фильтрацию.
Типы буровых растворов (drilling mud types) и технологических жидкостей (technological fluids)
Принимаем плотность бурового раствора 1,15 г/см3, так как на этом интервале возможны осыпи и обвалы стенок скважины и плотность раствора должна иметь максимальное значение. В интервале от 450 до 1950 метров. Водоотдачу промывочной жидкости, содержащий газ и объем газа (в %) определяют на приборе ВГ-1М (рис. 1.8). Водоотдача характеризует способность бурового раствора отдавать воду в пласт под действием перепада давления. Замеряют водоотдачу на приборе ВМ-6. Определяют объем выделившейся воды за 30 мин. в см3. Различают 3 вида фильтрации бурового раствора. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10—15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность.
Комментарии
- Способ регулирования водоотдачи бурового раствора
- Понятие о плотности бурового раствора и её расчёт, приборы для замера плотности.
- Показатели свойств буровых растворов
- Вода в качестве промывочной жидкости