6.Технологические свойства буровых растворов. Передвижные и стационарные лаборатории.

1. Плотность.

2. Фильтрационные показатели:• показатель фильтрации (водоотдача);• толщина фильтрационной корки.

3. Реологические характеристики:• статическое напряжение сдвига (СНС); • реологические константы; • эффективная и асимптотическая вязкость; • условная вязкость.

4. Состав твёрдой фазы: • общее содержание твердой фазы; • содержание коллоидной фазы содержание песка.

5. Свойства фильтрата: • водородный показатель (рН); • содержание водорастворимых солей.

6. Устойчивость буровых растворов:

• отстой (суточный); • стабильность;

•электростабильность (определяет устойчивость обратных эмульсий).

7. Смазочные и адгезионные свойства буровых растворов и фильтрационных корок.

8. Теплофизические свойства:

• теплоёмкость; • теплопроводность;

• температуропроводность.

9. Содержание нефти .

10. Содержание газа.

Отечественные лаборатории ЛГР: ареометр, полевой вискозиметр, ВМ-6, СНС-2, ОМ-1 (сод.песка), “кружка стабильности”. Комплект лаборанта КЛР включает в себя: рычажные весы, фильтр-пресс, воронка вискозиметра, отстойник пластмассовый (песок), прибор для оценки газосодержания, комплект реактивов и стекла, для определения состава фильтрата, ВСН-3 (опр. СНС и реолог. констант).

Стационарные лаборатории: кроме перечисленных приборов оборудованы мешалками, консистометрами, ВСН-2М (при выс. давл. и темп.), УИВ (установка для определения Ф₃₀ при выс. темп. и давл.).

7.Плотность буровых растворов. Выбор плотности и методы измерения.

Плотность-масса единицы объёма (кг/м³). Определяют плотность ареометром либо рычажными весами.

Примеры определения плотности бурового р-ра:

1.Глубина залегания пласта Н=600м.Пластовое давление больше гидростатического на 5%.

Дано: Н=600м; Р_пл > Р_г-ст на 5%; Р_пл=Р_г-ст(1+0,05).Решение: ρ=а*Р_пл/gH; а=1,1; Р_г-ст=ρ_в*g*Н; Р_пл= Р_г-ст+5/100* Р_г-ст;; Р_пл=1,05 ρ_в*g*Н; ρ=1,1*1,05* ρ_в*g*Н/ g*Н= 1160 кг/м³.

2.Нефтяной пласт залегает на глубине Н=2500м.Градиент пластового давления равен 0,012 МПа.

Дано: Н=2500м; grad Р_пл=0,012МПа; а=1,05.Решение: :ρ=а*Р_пл/gH=1,05*0,012*10⁶*g*Н/ g*Н=1290 кг/м³.

3.В дополнение к предыдущей задаче известно,что в интервале 2000-2400м залегают неустойчивые аргиллиты. В аргиллитах поровое давлении больше гидростатического на 45%,а средневзвешенная плотность породы составляет 2500 кг/м³.

Дано:2000-2400м аргиллиты; Р_пор>Рг-ст на 45%; ρ=2500 кг/м³.Решение: Определяем допустимую плотность бур.р-ра из условия репрессии на пласт ρ^,= Р_пл+∆Р/ g*Н.

В8.реологические свойства вязко – пластичных жидкостей.

Рисунок. 1)Ньютоновская жидкость τ = μ*ε, где μ – динам вязкость μ=tgα, 2)неньютоновская жидкость τ= τ₀+ηε. Пластич вязкость tgβ= τ_0, τ₀ – динам напряж сдвига, ηε – реологич константы. Динам напряжение сдвига зависит от степени коагуляции, Пластическая вязкость от содержания тв фазы.

Показатель нелинейности зависти от степени флокуляции. Показатель консистенции от соотношения жид и тв фазы – вязкость.

Рисунок. 1)Коагуляционная структура образов при попадании в бур р-р электролитов или при повыш темп, или при недостаточной кол-ве реагентов стабилизаторов (кривая застудневания); 2)Показатель измен реологии при повыш содержания тв фазы (кривая загустевания);3) кривая разбавления (разбавление водой);4) Разжижение р-ра понизителями вязкости τ= τ₀+ηε (:ε) → η _эф= τ/ ε = τ_0/ ε+ η, τ_0/ ε – структурная вязкость.

Рисунок. η _эф= η _стр+η, τ₀= Н/м²=Па, η=Па*с, мПа*с.

9.Реологич.св-ва аномально-вязких жидкостей. τ=к(ε)ⁿ, где к- показатель консистенции, n- показ.нелинейности. Если n<1, то псевдопластичная (кривая 3 – бур.р-ры с низким содержанием тв.фазы и безглинистые полимерные системы), если n>1, то дилатантная жид. (кривая 4 – расширяющаяся жидкость: крахм.реагент и синтетич.смолы).

η _эф=к(ε)^n-1. Для качест.оценки реолог.характеристик используется параметр «условная » вязкость, которая измеряется в секундах. «Условная » вязкость зависит от содержания тв.фазы.