6.6. Содержание песка в буровом растворе
Оборудование
Прибор для измерения содержания песка включает в себя сетку размером ячеек 200меш (74мкм), воронку и стеклянную мерную пробирку, проградуированную в процентах.
Процедура
Влейте в пробирку раствор до отметки “Mud to here”, а затем добавьте воды до отметки “Water to here”. Закройте горлышко пробирки пальцем и хорошо встряхните ее.
Вылейте смесь через сетку и смойте с нее все остатки чистой водой. Чтобы облегчить смывание, постукивайте по ребру сетки пальцем. Если на сетке остается что-нибудь, не проходящее через нее, не нужно раздавливать этот остаток и силой продавливать через сетку, т.к. это даст неправильный результат и может привести к разрыву сетки. Смойте песок, оставшийся на сетке, струей воды, чтобы смыть с него буровой раствор.
Установите воронку поверх сетки, затем медленно ее переверните и, вставив носик воронки в пробирку, смойте песок с сетки тонкой струей воды. Подождите, пока осядет песок.
Запишите объем песка в пробирке в процентах.
Тщательно промойте сетку и пробирку.
6.7. Содержание жидкой и твердой фаз
Оборудование
Для определения содержания жидкой и твердой фаз в буровом растворе используется реторта. Тщательно отмеренный объем пробы помещают в реторту и нагревают до тех пор, пока жидкая фаза не испарится. Пары пропускают через конденсатор и собирают в измерительном цилиндре. Объем жидкости, как воды, так и нефти, можно определить в процентах. Объемный процент содержания твердой фазы, как суспендированной, так и растворенной, находят путем вычитания процентного содержания жидкой фазы из 100% объема. По этим данным рассчитывают плотность твердой фазы.
Процедура
1. Влейте однородную пробу бурового раствора в калиброванную реторту, накройте ее обтекающей крышкой, лишний объем удалите тряпкой.
2. Заполните свободный объем в камере испарения реторты тонкой стальной ватой. Смажьте резьбу термосмазкой.
3. Соберите реторту и установите под конденсатором мерный цилиндр для сбора жидкой фазы. Сборку установите в нагреватель реторты и закройте крышку.
4. Включите нагреватель реторты. Продолжайте нагревание до тех пор, пока из конденсатора не перестанет капать жидкость.
5. Измерьте объем полученной воды и нефти и рассчитайте их процентное содержание, а также процентное содержание твердой фазы.
Примечание:
В зависимости от типа применяемого прибора эта процедура может иметь некоторые отличия.
Охладите прибор и шпателем удалите из него всю твердую фазу. Нефтяной осадок можно удалить растворителем.
На основе объемного содержания фаз в растворе можно определить усредненную плотность твердой фазы:
Относительное содержание барита и глины во взвешенной твердой фазе в пресных утяжеленных растворах
Мр-ра Мводы Мнефти
т.ф.(в кг/м3) = --------------------------------- ,
V т.ф.
где М(кг) = плотность (кг/м3) х %об. х 0,01
V(м3) = %об. х 0,01
-
Плотность
твердой фазы, кг/м3
Барит,
% по массе
Глина,
% по массе
2600
0
100
2800
18
82
3000
34
66
3200
48
52
3400
60
40
3600
71
29
3800
81
19
4000
89
11
4300
100
0
Примечание:
В реторте будет вся твердая фаза, как суспендированная, так и растворенная.
Для высокоминерализованных растворов потребуется поправка на количество содержащейся в них соли.
Определение вспениваемости и содержания воздуха
или газа) в глинистом растворе
Содержание воздуха (или газа) в растворе находят по формуле:
Г=
где 
- истинная плотность исходного раствора,
г/см3
- плотность вспененного раствора, г/см3
Истинную плотность раствора определяют после тщательного медленного перемешивания пробы того же глинистого раствора до полного удаления воздуха (или газа). Если весь воздух (газ) удалить не удалось, добавляют 0,2-0,5% пеногасителя ИКДЕФОМ-S и снова медленно перемешивают до полного удаления воздуха (или газа).
Для определения вспениваемости в бутылку вместимостью 0,5л наливают 250мл того же глинистого раствора, интенсивно встряхивают в течение 5
минут, замеряют плотность вспененного раствора и по формуле рассчитывают его вспениваемость. Затем, постепенно увеличивая количество, вводят пеногаситель (порциями), встряхивают и определяют плотность и вспениваемость раствора. Сравнивая результаты, определяют наиболее эффективную обработку и оптимальную концентрацию пеногасителя. Практика показывает, что независимо от типа реагента-пеногасителя и пенообразователя, наилучший эффект пеногашения достигается при рН раствора 7,8-8,2. Это необходимо учитывать и поддерживать рН на данном уровне периодическими добавками 0,1-0,2% NaOH.
Концентрацию водородных ионов рН в буровом растворе или в его фильтрате определяют с помощью индикаторной бумаги или по рН-метру.
Вспениваемость раствора, определённая по этому методу, не должна превышать 2-3%.