МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

ФАКУЛЬТЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Утверждаю

Заведующий кафедрой, проф.

_________________ О.К. Ангелопуло

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ СТУДЕНТОВ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ОСНОВЫ БУРЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ»

Москва, 2010

В течение семестра проводятся 6 лабораторных работ по буровым и тампонажным растворам. Для выполнения лабораторных работ студенту необходимо использовать знания, умения, полученные при изучении дисциплин «Физика», «Математика». Во время лабораторных работ, а также лекционных занятий, необходимо объяснить студентам основы буровых и тампонажных растворов.

Студент допускается к выполнению лабораторной работы при наличии подготовленного лабораторного журнала, включающего название лабораторной работы, цель, краткие теоретические сведения, практическую часть (название опытов, таблицы и пр.) и ответы на предлагаемые вопросы.

Студент, не подготовившийся к выполнению лабораторной работы, готовится к ней во время занятия под наблюдением преподавателя и допускается к работе, если остается достаточно времени для ее выполнения. Если времени на выполнение лабораторной работы недостаточно, то студент направляется на отработку пропущенной работы в другую группу по расписанию работы преподавателя (или направляется в другую группу по договоренности с преподавателем). Сумма баллов, выделенная на подготовку работы, при этом снижается на 50%.

Лабораторный практикум считается выполненным, если студент отработал и защитил все лабораторные работы, набрав при этом минимально необходимую сумму баллов.

Лабораторная работа №1. Измерение показателей свойств глинистого раствора.

Плотность бурового раствора.

Плотностью бурового раствора называется масса, его заключенная в единице объема. Единицей измерения плотности в системе СИ служит кг/м³.

Относительной плотностью называется отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды:

Чтобы не допустить газонефтеводопроявлений при бурении скважин, нужно поддерживать такую плотность бурового раствора, при которой статическое давление его на стенки скважины было бы несколько больше пластового. В то же время статическое давление бурового раствора не должно вызывать гидравлического разрыва пород и поглощения.

Поскольку статическое давление бурового раствора зависит от его плотности, последняя должна отвечать условию:

где Р_пл – пластовое давление, Па

Р_п – давление поглощения, Па

z – глубина залегания пласта, м

g = 9,8 м/с² – ускорение свободного падения.

Излишнее повышение плотности бурового раствора приводит к снижению скорости бурения, увеличивает опасность возникновения прихватов бурильной колонны.

Реологические свойства буровых растворов.

Буровые растворы должны обладать хорошей текучестью, чтобы при бурении их можно было легко прокачивать насосами. Хорошей прокачиваемостью обладают те жидкости, при течении которых возникает меньшее сопротивление.

Способность однородных жидкостей, таких как вода, керосин, бензол оказывать сопротивление течению принято оценивать по величине абсолютной или динамической вязкости. В уравнение Ньютона, характеризующее связь касательных напряжений в потоке жидкости со скоростью сдвига ее слоев, динамическая вязкость μ входит в виде коэффициента пропорциональности:

Жидкости, течение которых подчиняется этому уравнению, называются ньютоновскими.

Большинство буровых растворов не являются ньютоновскими жидкостями. Зависимость касательных напряжений в потоке от скорости сдвига для глинистых растворов принято приближенно описывать уравнением Шведова-Бингама:

Поэтому глинистые растворы называют бингамовскими или вязко-пластичными жидкостями.

Способность вязко-пластичных жидкостей оказывать сопротивление течению оценивается величиной двух параметров, которые называются:

• пластическая вязкость – η, Па∙с

• динамическое напряжение сдвига τ₀, Па.

Та доля сопротивления течению, которая характеризуется величиной пластической вязкости, зависит, главным образом, от трения между частицами дисперсной фазы и молекулами дисперсионной среды. Основным фактором, определяющим величину пластической вязкости, является концентрация твердой фазы в глинистом растворе, размер и форма частиц. Доля сопротивления течению, характеризуемая величиной динамического напряжения сдвига, зависит от сил взаимодействия между частицами твердой фазы, от интенсивности процессов структурообразования.

С увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига растут гидравлические сопротивления при ламинарном режиме течения глинистого раствора, увеличиваются затраты мощности на преодоление этих сопротивлений. При постоянной максимальной гидравлической мощности насосов меньшая доля ее может быть полезно использована в турбобуре или в насадках долота.

Применение «вязкого», то есть обладающего высокими пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига глинистого раствора, увеличивает опасность поглощений, газонефтепроявлений, обвалов из-за больших колебаний давления, вызванных движением бурильной колонны по стволу при спуско-подъемных операциях.

Промывка скважины вязким раствором при бурении ведет к ухудшению очистки забоя, понижению механической скорости бурения и проходки на долото.

Величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига не только характеризуют текучесть глинистого раствора, но также дают возможность оценить причины его загустевания и наметить пути разжижения. Увеличение пластической вязкости свидетельствует об увеличении концентрации твердой фазы, а резкий рост динамического напряжения сдвига – о коагуляции. В первом случае для разжижения достаточно разбавить раствор водой, а во втором – необходимо обрабатывать глинистый раствор химическими реагентами.

Текучесть буровых растворов.

В практике бурения для оценки подвижности буровых растворов пользуются величиной условной вязкости.

Условная вязкость – это время истечения 500 см³ бурового раствора из воронки стандартного полевого вискозиметра ВП-5.

Этот параметр служит для качественной оценки текучести буровых растворов. На величину условной вязкости влияют трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность. Пользуясь величиной условной вязкости сравнивают текучести разных растворов, оценивают изменение текучести раствора, происходящее при бурении под влиянием различных факторов.

Структурные свойства глинистых растворов.

В покоящемся глинистом растворе частицы глины под действием сил межмолекулярного и электростатического притяжения сцепляются друг с другом. Поскольку плоские грани чешуек защищены диффузной оболочкой катионов и гидратной оболочкой сцепление частиц происходит, главным образом, краями. В итоге во всем объеме раствора образуется пространственный каркас из глинистых частиц. Этот каркас принято называть структурой.

В промежутках между частицами заключена жидкая фаза глинистого раствора. В качестве инертных включений в структуре удерживаются частицы утяжелителя, обломки выбуренной породы.

В результате процесса структурообразования глинистый раствор застудневает, подвижность его ухудшается. При механическом перемешивании структура разрушается и раствор опять становится текучим. По окончании перемешивания структура вновь восстанавливается.

Способность глинистых растворов образовывать структуру в состоянии покоя имеет большое практическое значение для бурения и заканчивания скважин.

Структура обеспечивает удержание во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы, когда циркуляция глинистого раствора приостановлена для выполнения наращивания, спуско-подъемных операций, геофизических исследований и других работ в скважине.

По этой причине желательно, чтобы глинистый раствор обладал способностью к структурообразованию. Однако применение глинистых растворов, в которых этот процесс происходит очень интенсивно, а образующаяся структура обладает очень большой прочностью, может привести к возникновению ряда осложнений, из которых наиболее очевидными являются:

• чрезмерно высокие давления при запуске насосов и восстановление циркуляции;

• поглощения, газонефтепроявления и обвалы вследствие высоких гидродинамических давлений, возникающих при спуске и подъеме бурильной колонны;

• трудности при удалении из глинистого раствора обломков выбуренной породы в наземных очистных устройствах;

• трудности при дегазации глинистого раствора;

• некачественное разобщение пластов при цементировании вследствие неполного вытеснения глинистого раствора цементным из заколонного пространства;

• трудности при спуске в скважину геофизических приборов.

Способность буровых растворов к структурообразованию принято оценивать величиной статического напряжения сдвига.

Статическое напряжение сдвига – это максимальное касательное напряжение, при котором происходит разрушение структуры в покоящемся буровом растворе и раствор начинает двигаться. Так как прочность структуры со временем может увеличиваться, то определяют статическое напряжение сдвига после одноминутного и десятиминутного стояния бурового раствора в покое.

Фильтрационные свойства буровых растворов.

Находясь в контакте с проницаемыми пластами под давлением, которое превышает поровое (пластовое) давление в этих породах, буровой раствор стремится проникнуть в пласт. Если размер пор соизмерим с размерами частиц твердой фазы раствора, то в породу может проникнуть только жидкая фаза. Частицы твердой фазы застревают в ближайших к поверхности породы порах и затем отлагаются на стенке, образуя фильтрационную корку. Тонкая, малопроницаемая и прочная корка задерживает проникновение фильтрата из бурового раствора в пласт, способствует сохранению устойчивости ствола скважины в слабосцементированных породах.

Применение бурового раствора, который образует на стенках хорошо проницаемую, рыхлую и толстую фильтрационную корку, может вызвать осложнения:

• затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие дифференциального давления или сальникообразования;

• поглощения или газонефтепроявления из-за повышения гидродинамических давлений в стволе, суженном толстой коркой;

• обвалы неустойчивых глинистых пород по причине потери прочности под действием фильтрата;

• некачественное разобщение пластов при цементировании как следствие отсутствия непосредственного контакта цементного камня с породой;

• трудности освоения скважины и снижение ее дебита вследствие загрязнения околоствольной части продуктивного пласта фильтратом и твердыми частицами бурового раствора.

Использование бурового раствора, образующего малопроницаемую фильтрационную корку, приводит к понижению скорости бурения, потому что корка, формирующаяся на свежей поверхности забоя, препятствует проникновению фильтрата в породу и выравниванию давления бурового раствора и порового давления в разбуриваемой породе.

Способность буровых растворов отфильтровывать жидкую фазу и образовывать фильтрационную корку на поверхности проницаемых пород принято оценивать величиной водоотдачи (фильтрации) и толщиной фильтрационной корки.

Водоотдачей (фильтрацией) называют объем жидкой фазы, отфильтровавшейся из пробы бурового раствора при замере, проведенном в установленных стандартных условиях.

В России принято измерять водоотдачу в статических условиях при температуре окружающего воздуха. Стандартными условиями замера являются:

1. Время замера – 30 минут;

2. Площадь фильтрации – 44 см² (диаметр круглого фильтра – 75 мм);

3. Перепад давления – 0,1 МПа.

Седиментационная устойчивость буровых растворов.

Для нормального течения процесса бурения важно, чтобы буровой раствор был седиментационно устойчивым, то есть, чтобы, находясь в покое раствор удерживал частицы твердой фазы равномерно распределенными по всему объему. Оседание твердой фазы в покоящемся буровом растворе приводит к изменению статического давления его по стволу скважины и создает опасность возникновения газонефтеводопроявлений. В наиболее неблагоприятном случае оседающие твердые частицы могут образовать осадок в призабойной части скважины, в рабочих и запасных емкостях наземной циркуляционной системы.

Седиментационную устойчивость буровых растворов оценивают по величине двух параметров: стабильности и суточного отстоя. Стабильность определяют разностью плотностей нижней и верхней частей пробы бурового раствора, находившегося в покое в течение 24 часов.

Суточный отстой оценивают по объему жидкой фазы, отделившейся в верхней части бурового раствора, находившегося в покое в течение суток.

Содержание абразивных частиц в буровых растворах.

Присутствие в буровом растворе неглинистых минералов и обломков выбуренной породы делает его абразивным. Использование такого раствора приводит в быстрому износу цилиндрических втулок, поршней, седел клапанов и клапанов буровых насосов, к износу деталей турбобуров.

Содержание в буровом растворе абразивных частиц принято оценивать их объемной концентрацией, выраженной в процентах. Параметр, используемый для количественного определения содержания абразивных частиц. Получил название – содержание «песка».

Водородный показатель рН.

Водородным показателем называют величину, численно равную отрицательному десятичному логарифму концентрации водородных ионов, выраженной в грамм-ионах на литр.

Для чисто воды и нейтральных сред при 25⁰С рН=7; для кислых растворов рН<7, а для щелочных - рН>7. Величина водородного показателя играет важную роль при регулировании свойств глинистых растворов. Вязкость необработанных и некоторых химически обработанных глинистых растворов имеет минимальное значение рН=8,5. Органические реагенты, применяемые для разжижения глинистых растворов, обладают наибольшей разжижающей способностью в определенном диапазоне рН. От величины рН зависит конфигурация молекул и эффективность действия высокомолекулярных реагентов. По изменению величины рН можно судить о характере посторонних электролитов, попавших в глинистый раствор при бурении. Некоторые типы глинистых растворов сохраняют хорошие технологические свойства только в узком диапазоне рН. При работе стальными бурильными трубами во избежание интенсивной коррозии труб рН следует поддерживать в щелочной области. Трубы из алюминиевых сплавов подвергаются интенсивной коррозии при рН>10.

Целью лабораторной работы является изучение методики измерения основных параметров бурового раствора на водной основе, ознакомление с наиболее распространенным видом промывочной жидкости – глинистым раствором и изучение влияния концентрации глины на важнейшие свойства глинистого раствора.

Оборудование и приборы, необходимые для выполнения работы:

• Кружка металлическая или фарфоровая вместимостью не менее 2000см³.

• Лабораторная мешалка.

• Прибор ВМ-6 для измерения водоотдачи.

• Линейка металлическая или пластмассовая с миллиметровыми делениями для измерения толщины фильтрационной корки.

• Ротационный вискозиметр ВСН-3.

• Прибор СНС-2.

• Вискозиметр полевой ВП-5.

• Секундомер.

• Ареометр АГ-ЗПП.

• Пикнометр стеклянный с капилляром в пробке.

• Весы аналитические или технико-химические.

• Лабораторный рН-метр.

• Отстойник СМ-2.

• Цилиндр ЦС-2.

• Градуированный стеклянный цилиндр вместимостью 100см³.

Для лабораторной работы лаборант заранее приготавливает глинистый раствор с условной вязкостью Т = 50-60 с. В кружки, число которых соответствует количеству одновременно работающих бригад, наливают по 1000см³ исходного глинистого раствора. В одной из кружек оставляют исходный раствор, а в остальные добавляют воду. Объем воды, взятой для разбавления, увеличивают для каждой последующей пробы так, чтобы наиболее разбавленный глинистый раствор имел условную вязкость Т = 17-18 с. Таким образом, для работы группа студентов будет иметь несколько проб глинистого раствора, отличающихся концентрацией глины.

Измерение водоотдачи буровых растворов.

Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Фильтрационный узел прибора состоит из стакана 1, в котором в процессе замера находится глинистый раствор, стального перфорированного диска 2, клапана 3 с резиновой прокладкой и поддона 4. В поддон ввинчивается винт 5, управляющий работой клапана 3.

В последних выпусках прибора ВМ-6 фильтрационный узел модернизирован. Он состоит (рис.2) из фильтрационного стакана 1, основания 2 и резиновой прокладки 3. Роль клапана выполняет резиновая пробка 4, закрывающая во время подготовки к замеру отверстие 5, которое служит для выхода фильтрата. Напорный узел состоит из напорного цилиндра 6 и плунжера 7. Напорный цилиндр в нижней части имеет тарелку, которая сообщается с его внутренней полостью через отверстие, закрываемое игольчатым клапаном 8. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка 9. Закаленный плунжер 7, образующий пату с втулкой 9, снабжен грузом 10. К грузу прикреплена шкала 11, градуированная в см³ при диаметре фильтра 75 мм.

Диаметр плунжера и вес его с грузом подобраны таким образом, что в процессе замера водоотдачи глинистый раствор в приборе находится под избыточным давлением 0,1МПа.

Рис. 1. Прибор ВМ-6

Рис. 2. Модернизированный фильтрационный узел прибора ВМ-6

Порядок измерения водоотдачи:

1. Разобрать прибор и вытереть насухо детали фильтрационного узла.

2. Смочить водой два листка фильтровальной бумаги и отжать их между двумя сухими листками.

3. Наложить увлажненные фильтры на перфорированный стальной диск.

4. Повернув фильтрационный стакан горловиной вниз, вложить диск с фильтрами в его основание так, чтобы фильтры были обращены внутрь стакана.

5. Клапан с резиновой прокладкой положить на перфорированный диск.

6. Присоединить к фильтрационному стакану поддон, предварительно наполовину вывернув из него винт.

7. Закрыть клапан фильтрационного узла, ввинтив винт в поддон до упора.

8. Установить фильтрационный узел на кронштейн.

9. Заполнить фильтрационный стакан испытуемым буровым раствором.

10. Навинтить напорный цилиндр на горловину фильтрационного стакана.

11. Закрыть игольчатый клапан напорного цилиндра.

12. Заполнить напорный цилиндр маслом.

13. Вставить плунжер в напорный цилиндр.

14. Приоткрыв игольчатый клапан и выпуская излишек масла из напорного цилиндра в тарелку дать плунжеру опуститься до совпадения нулевого деления шкалы с риской на верхней части цилиндра, после чего игольчатый клапан закрыть.

15. Освободить клапан фильтрационного узла, повернув винт на 1,5 – 2 оборота. Одновременно с открытием клапана заметить по часам время начала замера и записать в лабораторный журнал.

16. На протяжении 30 минутного замера периодически проворачивать плунжер вокруг оси, чтобы устранить зависание плунжера, вследствие влияния сил трения между плунжером и втулкой.

17. По истечении 30 минут взять отсчет по шкале прибора и записать результат в лабораторный журнал с точностью до 0,5 см³.

18. Открыть игольчатый клапан и дать маслу стечь в тарелку.

19. Снять плунжер.

20. Отсоединить напорный цилиндр от фильтрационного стакана, слить масло в емкость.

21. Вылить глинистый раствор из фильтрационного стакана, ополоснуть стакан водой.

22. Если водоотдачу измерять с помощью модернизированного прибора ВМ-6, то сборку фильтрационного узла нужно производить в такой последовательности:

23. Смочить водой два листка фильтрационной бумаги и отжать их между двумя сухими листками.

24. Уложить фильтры на дно основания.

25. Вложить поверх фильтров резиновую кольцевую прокладку.

26. Ввинтить фильтрационный стакан в основание.

27. Закрыть пробкой отверстия для выхода фильтрата.

28. Заполнить фильтрационный стакан глинистым раствором.

29. Собрать напорный узел и подготовить прибор к началу замера как это описано в п.п. 10-14. При установке нулевого деления шкалы против риски пробку придерживать пальцем.

30. Вынуть пробку из отверстия, освободив путь фильтрату. Одновременно заметить время начала замера и записать в лабораторный журнал.

31. Вести замер как описано в п.п. 16-21.

Измерение толщины глинистой корки:

1. Разобрать фильтрационный узел, извлечь глинистую корку вместе с фильтрами.

2. подставить корку под слабую струю воды и смыть остатки глинистого раствора.

3. Положить корку на плоскую поверхность.

4. Измерить толщину корки в нескольких местах погружая в нее перпендикулярно поверхности линейку с миллиметровыми делениями.

5. Записать в лабораторный журнал среднее значение толщины фильтрационной корки с точностью до 0,5 мм.

Объем фильтрата приближенно пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации. В соответствии с этой зависимостью объем фильтрата, полученный за 30 минут, в два раза больше объема фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку за 7,5 минут. Поэтому для приближенной оценки водоотдачи за 30 мнут достаточно взять отсчет по шкале прибора ВМ-6 через 7,5 минут от начала замера и удвоить показание прибора.

Принцип измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.

Измерение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига происходит с помощью ротационного вискозиметра. Измерительное устройство ротационного вискозиметра состоит (рис. 4) из наружного вращающегося цилиндра 1, имеющего несколько скоростей вращения, и внутреннего измерительного цилиндра 2, ось которого соединена с упругим элементом (пружиной) 3. Испытуемая жидкость находится в зазоре между наружным и внутренним цилиндрами. При вращении наружного цилиндра крутящий момент передается жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоев жидкости в зазоре уменьшается в направлении от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями жидкости возникают касательные напряжения, величина которых зависит от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Чем больше эти величины, тем больше касательные напряжения в жидкости, тем больше крутящий момент, передаваемый измерительному цилиндру, и тем больше угол поворота этого цилиндра.

Используя различные скорости вращения наружного цилиндра (то есть, изменяя скорость сдвига) измеряют угол поворота измерительного цилиндра, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости. Полученные данные позволяют вычислить значения пластической вязкости и динамическое напряжение сдвига испытуемой жидкости.

Рис. 4. Принципиальная схема ротационного вискозиметра.

Рис. 5. Вискозиметр ВСН-3.

Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3:

1. Установить выключатель 6 (рис.5) в положение «откл».

2. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана.

3. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт.

4. Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски.

5. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8.

6. Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо.

С помощью переключателя 7 установить частоту вращения наружного цилиндра n=600 об/мин.

7. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра.

8. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». При этом наружный цилиндр вискозиметра вращается с частотой 600 об/мин.

9. Непрерывно наблюдая за положением шкалы прибора, дождаться стабильного положения шкалы и взять отсчет угла поворота φ₆₀₀ , соответствующего частоте вращения наружного цилиндра n=600 об/мин.

10. Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл». С помощью переключателя 7 установить частоту вращения наружного цилиндра n=300 об/мин. Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл».

11. Дождавшись стабильного показания прибора взять отсчет угла поворота внутреннего цилиндра φ₃₀₀ , соответствующего частоте вращения наружного цилиндра n=300 об/мин.

12. Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором. Опорожнить стакан, вымыть его и протереть насухо.

13. Вычислить величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по формулам:

К₁ и К₂ – константы, зависящие от упругости пружины вискозиметра.

Для пружины №2 , используемой при выполнении лабораторной работы, К₁=10^-3, К₂=0,3, К₃=10³.

Измерение статического напряжения сдвига.

Для измерения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2 (рис.7). Основными частями этого прибора являются два соосных цилиндра. Внешний цилиндр 1, выполненный в виде стакана, устанавливается на вращающемся столике 2, приводимом в движение электромотором 3. Внутренний цилиндр 4, имеющий рифленую боковую поверхность и воздушный карман на нижнем основании, подвешен на упругой нити 4 к подвесной головке 6. На трубке, ограждающей нить, установлен лимб 7, разделенный на 360 градусов. Отсчет по лимбу производят с помощью указателя, укрепленного на кронштейне 8.

Рис. 7. Прибор СНС-2.

Порядок определения статического напряжения сдвига:

1. Установить стакан прибора на вращающийся столик так, чтобы штифт стакана вошел в паз столика.

2. Опустить подвесной цилиндр в стакан и повесить его на упругой нити к головке прибора.

3. С помощью установочных винтов 9 добиться соосности подвесного цилиндра и стакана.

4. Лимб прибора привести в такое положение, чтобы нулевое деление находилось против риски указателя. Для этого приподняв лимб переставить его в положение, при котором нулевое деление окажется наиболее близко к указателю. Затем поворотом подвесной головки окончательно совместить нулевое деление с риской указателя.

5. С помощью кружки вискозиметра ВП-5 залить испытуемый буровой раствор в стакан до уровня верхнего торца подвесного цилиндра. Чтобы раствор равномерно распределялся по зазору, следует слегка поворачивать подвесной цилиндр вокруг оси на угол 60 – 90⁰.

6. Заполнив стакан прибора буровым раствором, разрушить образовавшуюся в нем структуру, поворачивая несколько раз подвесной цилиндр вокруг его оси на угол 60 – 90⁰. Установить подвесной цилиндр соосно со стаканом, расположив нулевое деление шкалы против риски указателя.

7. Оставить прибор в покое на I минуту.

8. По истечении этого времени включить электромотор и наблюдать по указателю за вращением лимба. В момент, когда лимб перестанет вращаться, то есть в момент разрыва структуры взять отсчет угла поворота .

9. Выключить электромотор и повторить дважды замер в соответствии с п.п. 6-8.

10. Вычислить среднее из трех замеров значение угла поворота внутреннего цилиндра

11. Вычислить одноминутное напряжение сдвига, умножив среднее значение угла поворота на коэффициент упругости нити

12. После окончания замера одноминутного статического напряжения сдвига разрушить структуру бурового раствора вращением подвесного цилиндра и оставить прибор в покое на 10 минут.

13. По истечении 10 минут включить электромотор и замерить по лимбу угол поворота подвесного цилиндра .

14. Вычислить величину десятиминутного статического напряжения сдвига, умножив измеренное значение угла поворота на коэффициент упругости нити:

Измерение условной вязкости

Условную вязкость измеряют с помощью стандартного полевого вискозиметра ВП-5 (СПВ-5) (рис.8). В комплект этого прибора входят воронка 1, кружка 2 и сетка 3. В нижнюю часть воронки впаяна трубка длиной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделяется на 2 части. Одна имеет объем 500 см³, а другая – 200 см³.

Порядок измерения:

1. Установить воронку на штативе в вертикальном положении. Сверху в воронку вложить сетку, предохраняющую воронку от засорения крупными обломками породы, комочками глины и т.п.

2. Пользуясь кружкой в воронку залить 700 см³ хорошо перемешанного глинистого раствора. При заполнении воронки раствором отверстие трубки закрыть пальцем.

3. Подставить под воронку кружку объемом 500 см³. Убрать палец, закрывающий трубку, и одновременно включить секундомер.

4. В момент, когда кружка наполнится раствором до краев, выключить секундомер и одновременно закрыть пальцем трубку.

5. Выпустить из воронки остаток раствора и повторить измерение (п.п. 2-4). Замеры повторять до тех пор, пока три последовательных измерения не дадут одинаковые результаты.

Рис. 8. Вискозиметр ВП-5.

Измерение рН глинистых растворов.

Наиболее точным способом измерения водородного показателя является электрометрический – основанный на способности некоторых веществ изменять потенциал в зависимости от концентрации водородных ионов. Из таких веществ изготавливают измерительные электроды. Измерительный электрод в паре с электродом сравнения, потенциал которого не зависти от рН раствора, образует гальванический элемент. ЭДС такого элемента зависит от концентрации водородных ионов. Измерив ЭДС с помощью потенциометра, заранее откалиброванного и градуированного в единицах рН. Определяют величину водородного показателя раствора.

В качестве измерительного прибора при определении рН глинистых растворов используют стеклянный электрод, представляющий собой стеклянную трубочку с шариком на конце. Толщина стекла шарика примерно 0,01 мм. Трубочка заполнена жидкостью с постоянным рН (например 0,1Н НCl), в которую погружен вспомогательный хлорсеребряный электрод.

Электродом сравнения служит каломельный электрод-2, состоящий из металлической ртути, покрытый каломелью (Hg₂Cl₂) и погруженный в насыщенный раствор KCl. Ввиду большого электрического сопротивления стекла элемент из стеклянного и каломельного электродов дает очень слабый ток. Поэтому в схему прибора для измерения рН вводят электронный усилитель.

Порядок измерения рН:

1. Ослабив зажим 9 опустить подъемный столик и убрать стакан 7 с дистиллированной водой.

2. Снять колпак с каломельного электрода, открыть боковое отверстие, вынув резиновую пробку.

3. Фильтровальной бумагой насухо обтереть электроды 1 и 2 и датчик терморегулятора 3.

4. В стеклянный стакан налить испытуемый глинистый раствор. Поставить стакан на подъемный столик и, подняв его, погрузить электроды в глинистый раствор на глубину 40-50 мм. Оставить электроды в растворе на 3 минуты.

5. По истечении этого времени взять отчет по нижней шкале прибора 10 с точностью до 0,1рН.

6. Опустить столик 8, убрать стакан с глинистым раствором.

7. Вымыть электроды 1 и 2, для чего погрузить их в стакан с водопроводной водой и мягкой кистью удалить с их поверхности остатки глинистого раствора. Ополоснуть электроды еще раз в чистой водопроводной воде и поместить в стакан с дистиллированной водой.

8. По окончании работы надеть колпачок на нижний конец каломельного электрода, закрыть пробкой его боковое отверстие и выключить прибор.

Измерение относительной плотности буровых растворов.

Для измерения относительной плотности буровых растворов служит ареометр АГЗ-ПП (рис.9). В комплект прибора входят ведро с крышкой и ареометр, состоящий из стакана 1, поплавка с цилиндрической шкалой 2 и съемного груза 3. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность буровых растворов в пределах от 0,90 до 1,70. Без груза ареометр имеет пределы измерения от 1,60 до 2,40. Прибор имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения не только пресную, но и минерализованную воду.

Рис. 9. Ареометр АЗГ-ПП.

Порядок измерения относительной плотности:

1. Промыть водой и вытереть насухо стакан ареометра.

2. Наполнить ведерко водопроводной водой.

3. Заполнить стакан ареометра испытуемым буровым раствором.

4. Присоединить поплавок к стакану.

5. Смыть водой с поверхности стакана выдавленный поплавком буровой раствор.

6. Погрузить ареометр в ведерко с водой. Вращением прибора согнать воздушные пузыри.

7. Прочитать значение относительной плотности бурового раствора на уровне верхнего края мениска воды по шкале с пределами 0,90 – 1,70, если ареометр используется с грузом; или по шкале с пределами измерения 1,60 - 2,40, если прибор используется без съемного груза.

Определение содержания «песка».

Для измерения содержания песка в глинистом растворе пользуют металлический отстойник СМ-2 (рис.10), который представляет собой металлический сосуд 1, соединенный в нижней части со стеклянной градуированной пробиркой 2. Прибор снабжен крышкой-колпачком 3, емкостью 50 см³. В отстойнике имеется боковое отверстие. Объем отстойника до отверстия 500 см³.

Рис. 10. Отстойник СМ-2.

Порядок измерения содержания «песка»:

1. Ополоснуть отстойник, чтобы в пробирке не оставалось осадка от предыдущего замера.

2. Заполнить отстойник до половины водой.

3. Перемешать глинистый раствор. С помощью колпачка-крышки отмерить 50 см³ раствора и влить его в отстойник. Смыть водой остатки глинистого раствора из колпачка в отстойник.

4. Долить воды в отстойник до бокового отверстия.

5. Закрыть отстойник крышкой. Придерживая крышку рукой и закрыв боковое отверстие пальцем, встряхивать содержимое в течение 30 секунд.

6. Перевернуть отстойник стеклянной пробиркой вниз, встряхнуть несколько раз, чтобы удалить воздух из пробирки и оставить в вертикальном положении на 1 минуту.

7. По истечении 1 минуты определить по делениям пробирки объем осадка - V_n. Удвоенный объем осадка составляет содержание «песка» в объемных процентах.

Определение стабильности буровых растворов.

Параметр «стабильность» определяют с помощью цилиндра ЦС-2 (рис.11) и ареометра АГЗ-ПП.

Цилиндр ЦС-2 – это сосуд со сливным патрубком в средней части.

Порядок измерения стабильности:

1. Тщательно перемешанным раствором заполнить цилиндр ЦС-2, накрыть его и оставить в покое на 24 часа.

2. По истечении этого времени слить через патрубок раствор из верхней половины цилиндра в стакан ареометра АЗГ-ПП и измерить относительную плотность этого раствора - .

3. Опорожнить ареометр, вымыть и насухо вытереть его.

4. Перемешать раствор в нижней части цилиндра ЦС-2, заполнить этим раствором стакан ареометра и измерить его относительную плотность .

5. Вычислить стабильность бурового раствора:

Если буровой раствор не вытекает из патрубка, то следует прочистить патрубок проволокой. В случае, если этот прием не дает положительного результата, следует осторожно размешать верхнюю часть раствора. Если и после этого раствор не течет через сливной патрубок, то следует осторожно извлечь верхнюю часть раствора ложкой или шпателем.

Определение суточного отстоя буровых растворов.

Для измерения суточного отстоя используется мерный стеклянный цилиндр, градуированный до 100 см³ (рис.12).

Порядок измерения:

1. В стеклянный цилиндр залить 100 см³ тщательно перемешанного бурового раствора и оставить раствор в покое на 24 часа.

2. По истечении 24 часов непосредственно по шкале цилиндра определить объем отстоявшейся воды. Этот объем соответствует суточному отстою, выраженному в процентах.

Рис. 11. Цилиндр ЦС-2.

Рис. 12. Цилиндр для отстоя.

Оформление лабораторной работы

Студенты переписывают с классной доски таблицу результатов, полученных всеми рабочими бригадами.

1. При оформлении работы студенты приводят в своем лабораторном журнале:

• название, порядковый номер лабораторной работы и дату ее выполнения;

• перечень параметров бурового раствора, измеряемых при выполнении лабораторной работы, наименование и марку приборов, с помощью которых параметры были измерены, номер прибора и постоянные коэффициенты, необходимые для перевода показание прибора в принятые единицы измерения;

• таблицу результатов, полученных всеми рабочими бригадами, в которой рамкой выделяются результаты, полученные данным студентом.

2. По результатам вычислений и данным таблицы строятся графики зависимости водоотдачи, пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, одноминутного статического напряжения сдвига, условной вязкости, плотности глинистого раствора от объемной концентрации глины.

3. Анализируя таблицу результатов и графики, студент записывает в журнал свои выводы о влиянии объемной концентрации глины на свойства глинистого раствора.