22.Буровые растворы. Назначение.

Функции буровых растворов:

1.Вынос выбуренной породы на поверхность;

2.Создание противодавления на продуктивный пласт для предупреждения нефте-газо-водопродуктивных проявлений;

Коэффициент аномальности ;

Чем выше коэффициент аномальности, тем «больше шанс что-то добыть»;

3.Удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

4.Смазка и охлаждение долота;

5.Предупреждение осыпания стенок скважины;

; 10м – 1атм.;

6.Передача энергии забойным двигателям;

7.Повышение технико-экономических показателей работы инструмента;

Буровой раствор:

1.Дисперсная среда (вода, рассолы, жидкие УВ);

2.Дисперсная фаза:

а)Активная (вступает в реакции) – глины, химические реагенты, нефтепродукты, газы и воздух, высокодисперсные выбуренные породы;

б)Инертная (не вступает в реакции) – тяжелые материалы (утяжелители), наполнители, грубодисперсные выбуренные породы;

24.Буровые растворы. Основные свойства.

Свойства буровых растворов:

1)Плотность (удельный вес), , , ;

;

= 1000 = 1 ;

;

– коэффициент запаса,

2)Вязкость (текучесть), (Т, УВ), ;

3)Водоотдача (фильтрация), (В, ), ;

– способность бурового раствора отдавать воду под давлением через пористую среду;

Основной утяжелитель – борит;

4)Статическое напряжение сдвига (СНС, ), [Па], [дПа];

– замеряется дважды: считается, что за 1мин. – как при краткосрочной остановке; за 10мин. – при длительных остановках;

5)Пластическая вязкость (ПВ, , PV, [Па∙с]), динамическое напряжение сдвига (ДНС, , УР), [Па];

Чем выше, тем лучше выносится шлам, но нужно создавать большое давление; ПВ зависит от содержания твердой фазы, ДНС – от концентрации химических реагентов – стабилизаторов;

6)Толщина фильтрационной корки (К), [мм];

Обычно записывают вместе с водоотдачей: В/К = 6/0,5; Чем толще корка, тем лучше;

7)pH раствора: чем выше, тем больше щелочность раствора; при низком pH не работают реагенты; В идеале pH раствора – от 8,5 до 9,5-10;

8)Содержание песка (П), [%];

При высоком содержании – высокий износ оборудования; допустимо – порядка 2%;

Обязательно замеряется:

а)Содержание глины (содержание коллоидной фазы), ( ), ;

Граничные показатели концентрации коллоидной фазы: 70-100 ;

б)Содержание смазки ( ); Н – нефть; Минус в том, что нефть загущает раствор, снижает его плотность; Плюс – в том, что водоотдача падает; [%];

в)Содержание твердой фазы ( ), [%];

г)Содержание кальция ( ), ; Должно быть не больше 400;

д)Содержание ионов хлора ( ), ; Можно оценить, попало ли что-то в раствор;