Лекція № 10

ТВЕРДА І КОЛОЇДНА СКЛАДОВІ В БУРОВИХ

ПРОМИВАЛЬНИХ РІДИНАХ ТА ЇХ ВПЛИВ НА

ТЕХНОЛОГІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ

10.1 Вплив твердої і колоїдної фази на якість

бурових промивальних рідин

В процесі буріння глибоких свердловин буровий розчин насичується частинками вибуреної породи, що збільшує його густину та структурно механічні властивості. Надлишок дисперсної фази у буровому розчині сприяє зменшенню техніко-економічних показників буріння, виникненню різних ускладнень, погіршенню процесу циркуляції, та зношування гідравлічного устаткування.

Як відомо, буровий розчин є дисперсною системою, яка складається із дисперсної фази (глини, обважнювача, частинок вибуреної породи), дисперсного середовища (води або вуглеводневої рідини) і хімічних реагентів.

Кількість твердої фази у буровому розчині ( ) подається в об’ємних відсотках (%). В необважнених бурових розчинах дисперсна фаза складається із глинопорошку та вибуреної породи. Густина частинок твердої фази коливається в діапазоні 2400-2800 кг/м³, а густина шламу із врахуванням пустот та флюїдів – 1800-2300 кг/м³.

Слід зазначити, що одна і та сама кількість твердої фази в промивальній рідині по різному впливає на її в’язкісні та технологічні показники. Це пояснюється дисперсністю твердої фази у буровому розчині. Власне дисперсність значною мірою визначає структурно-механічні властивості промивальних рідин.

Розподіл частинок твердої фази в промивальній рідині за ступенем дисперсності залежить від природи і властивостей матеріалів і порід, які складають розріз свердловини, умов буріння та інших факторів.

Тільки оптимальний вміст різних за розміром та активності частинок у розчині дозволить забезпечити найбільш прийнятні технологічні властивості промивальних рідин в процесі буріння.

За ступенем дисперсності частинки твердої фази у розчині класифікуються на три групи:

– колоїдні частинки ( мкм);

– мул ( мкм);

– шлам ( ).

За природою та взаємодією колоїдні частинки діляться на глинисту (активну) складову частинку та інертні частинки колоїдних розмірів. Колоїдна частина твердої фази бурового розчину складається в основному із активного глинистого компоненту та активно гідратованої вибуреної породи. Колоїдні частинки мають більшу сумарну питому поверхню і активно взаємодіють з водою, формуючи структуру бурового розчину. В результаті фізичної та фізико-хімічної взаємодії колоїдних частинок із водою зростає в’язкість і зменшуються фільтраційні властивості розчину. Сама ж взаємодія залежить від кількості і розмірів колоїдного компоненту, його активності та типу рідини і хімічних домішок. Незначна зміна розмірів частинок у сторону зменшення веде до збільшення в’язкості. У цьому випадку збільшується і їх кількість.

Важливо знати, що існує оптимальне значення кількості колоїдної фракції при якому в’язкість та показник фільтрації найкращим чином будуть задовільняти умови буріння.

У випадку коли збільшити вміст колоїдної фракції більше цього значення різко зростають структурно-механічні та реологічні властивості при незначному зменшенні показника фільтрації. Якщо ж зменшити вміст колоїдної складової різко зростає показник фільтрації. Отже основним показником у системі промивальної рідини, який визначає в’язкість та величину фільтрації є відношення вмісту колоїдної фракції до кількості води. Це відношення для глинистих розчинів на водній основі для різних значень густин буде постійним

, (10.1)