1.3 Основні параметри бурових промивальних рідин. Способи їх визначення, обладнання.

1. Щільність – це відношення маси бурового розчину до його об'єму. Розрізняють уявну і дійсну щільності. Перша характеризує розчин, що містить газоподібну фазу, друга - розчин без газової фази.

Для вимірювання щільності можуть бути використані: – ваги важільні; – густиномір; – ареометр; – пікнометр.

В даній роботі використовувався ареометр. При вимірюванні щільності бурового розчину за допомогою ареометра може бути використана як прісна вода, так і мінералізована.

Щільність бурового розчину в разі застосування мінералізованої води обчислюється за формулою:

r = r_осн + Dr,         

-де r - щільність бурового розчину, г/см3;

-rосн - відлік щільності, зроблений за основною шкалою, г/см3;

-Dr - алгебраїчна величина поправки (відлік щільності, зроблений за поправочний шкалою), г/см3.

Щоб визначити щільність бурового розчину, використовуються наступні дані:

rосн ,г/см3	Dr, г/см3
1,07	0,01

В результаті: r = 1,07+0,01=1,08 г/см³

2. Умовна в'язкість - це величина, обумовлена ​​часом витікання із стандартної воронки певного обсягу бурового розчину.

3. Показник фільтрації – це величина, обумовлена ​​обсягом дисперсійного середовища, відфільтрованої за певний час при пропущенні бурового розчину через паперовий фільтр обмеженій площі.

4. Пластична (структурна) в'язкість – це - умовна величина, що показує частку ефективної в'язкості, яка виникає внаслідок структуроутворення в потоці бурового розчину. Для його виміру використовується ротаційний віскозиметр ВСН-3.

ɳ = ((2.8 – 2,2) / (600 – 300))×147,1 = 0,6 / 300× 147,1 = 0,2942 ɳ = 0,2942

5. Динамічного напруження зсуву (ДНС) – це величина, побічно характеризує міцнісні опір бурового розчину течією.

τ₀ = 148×(2,8 – 2×(2,8 – 2,2)) = 236,8 Па

τ₀ = 236,8 Па

6. Статична напруга зсуву – це величина, обумовлена ​​мінімальним дотичним напруженням зсуву, при якому починається руйнування структури спочиваючому буровому розчині. СНР характеризує міцність тиксотропної структури та інтенсивність зміцнення в часі.

7. Водневий показник рН характеризує активність або концентрацію іонів водню в буровому розчині.

Білет 2

2.1 Основні фізичні та фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів. Термобаричні умови існування конденсатів.

У нафтових системах до основних таких характеристик відносять: *В`язкість пластових нафт., яка зазвичай складає 0,8–50 мПа  с. Температура та розчинені вуглеводневі гази понижують в`язкість. А з підвищенням пластового тиску, та із зростанням кількості розчиненого азоту і молекулярної маси нафт в`язкість зростає. Розрізняють динамічну D, кінематичну K і умовну або відносну в`язкість V. (-----ІІ-----ІІ-----). В`язкість визначає рухливість нафт в пластових умовах і, відповідно, впливає на дебіти та ефективність розробки в цілому. До так званих ньютонівських рідин відносять такі, для яких дотичні напруження зсуву (здвигу) шарів рідини прямопропорційні градієнтам швидкостей руху шарів відносно один одного. Швидкість їх фільтрації залежить від градієнту тиску.

* Коефіцієнт термічного розширення нафти Ктр. Характеризує ступінь термічного об`ємного розширення нафт за умови збільшення температури на 1 градус С:

Ктр =  V/(V0 t) де  V і  t – зміни об`єму і температури в м3 і градусах С, V0 – початковий об`єм нафти. Вимірюється 1/ ˚С Коефіцієнт Ктр мало залежить від кількості розчиненого газу і тиску. Він зростає із збільшенням температури, а також молекулярної маси. * Тиск насичення або початок пароутворення – це тиск, за якого з нафти розпочинається виділення перших пухирців розчиненого газу. Пластова нафта є насиченою, якщо знаходиться під тиском, що дорівнює тиску насичення та вище, і недонасиченою, якщо пластовий тиск нижчий за тиск насичення. *Пластовий газовий фактор – це кількість газу Vг, яка розчинена в одиниці об`єму пластової нафти Vпн і виміряна в стандартних умовах. Є постійною в умовах пластового тиску насичення або вище за нього, і зменшується в процесі розробки покладу, коли пластовий тиск знижується нижче тиску насичення: S = Vг / V пн (м<sup>3</sup>/м<sup>3</sup>); *Промисловий газовий фактор – це об`єм газу в кубометрах, що одержується при сепарації нафти в розрахунку на один кубометр вже відсепарованої нафти. *Коефіцієнт стисливості нафти Вн – це показник зміни одиниці об`єму пластової нафти, коли тиск змінено на 0,1 МПа. (1/ Па). Він вказує на ступінь пружності нафти і визначається зі співвідношення: Вн = (1/ V0 ) х ( V /  ). *Об`ємний коефіцієнт в пластової нафти – це відношення об`єма пластової нафти V пл до об`єму нафти, яка одержана після сепарації. *Коефіцієнт усадки – це зменшення об`єма пластової нафти. Внаслідок сепарації газа.

Е = (V пл – V дегаз.) / V пл

Через об`ємний коефіцієнт пластової нафти в можна виразити також коефіціент стисливості нафти Вн: Вн = (1/   ) х [(в1 – в2) / в1] Де в1 і в2 є об`ємними коефіцієнтами пластової нафти для початкового і поточного тисків.

У газових системах до основних таких характеристик відносять: *Густину газів – (г/см³);

*Газонасиченість або газовий фактор – (см³/л або м³/м³); *В`язкість газів – для газів залежність динамічної в`язкості D від абсолютної температури Т визначається відносно в`язкості D в нормальних умовах формулою D = D0 ( Т/Т0 ) ½  (1+ С / Т0) / (1 + С / Т ).

Тут С – постійна Сезерленда, визначена моделюванням і підтверджена експериментами; *Розчинність природних газів – залежить від температури,тиску та властивостей розчинника. Найкраще розчиняється в воді сірководень і вуглекислий газ. Збільшення мінералізації зменшує розчинність газів, але із збільшенням тиску розчинність таки зростає

(таблиця 2.36 [4]) Для визначення розчинності в мінералізованій воді використовують рівняння та коефіцієнти Д. Сеченова С мол = С0 х 10 –(ki х n) де С мол та С0 молярні частки газового компонента i в мінералізованій і чистій воді. Величина Кi – коефіцієнт Сеченова, який залежить від температури, а для добре розчинних газів від концентрації солей у водному розчині, n – молярність розчину

Термобаричні умови існування конденсатів обмежуються: * Критична температура – це t˚C, вище якої газ з підвищенням тиску не може бути перетворений в рідину. В природних умовах в рідкому стані не можуть бути метан,водень, кисень. Але пропан, бутан, сірководень і СО₂ легко перетворюються в рідини; *Критичний тиск – це тиск, необхідний для конденсації пари, яка має критичну температуру. Максимальна для системи температура називається крикондентерм Тм, а максимальний тиск називається криконденбаром Рм. Тобто Тм це максимальна температура, за якої ще зберігається рідка фаза, а Рм - максимальний тиск, якій ще забезпечує збереження газової фази

Вирізняють конденсат сирий та стабільний. Сирий являє собою рідку фазу, яка вилучена на поверхню і вміщує розчинені газоподібні компоненти. Сирий конденсат одержують в сепараторах при тисках і температурах сепарації в установках певного типу. Стабільний конденсат одержують з сирого шляхом дегазації. Він складається лише з рідких ВВ – пентана і вищих гомологів.

*Температури початку кипіння низькі і складають 24-92 градуси. Основна частина фракцій викіпає до 250С, рідше до 300С. Діапазон залягання газоконденсатів 700 – 5000 м. Мінімальні температури і тиски 25С і 7,5 МПа, максимальні 200С і 65 МПа. *Конденсатний фактор Кф – це кількість розчиненого конденсату в газових покладах називають. Змін. від см³/м³ до 1000 см³/м³ і >.