6.6 Основні властивості бурових розчинів
Придатність бурового розчину для конкретних умов буріння визначається рядом властивостей (параметрів), які необхідно виміряти як при його приготуванні, так і в процесі буріння. Деякі з цих параметрів використовуються в розрахунках, зв’язаних з застосуванням бурових розчинів.
6.6.1 Густина бурового розчину
Густина бурового розчину - це маса (m) одиниці його об’єму (V)
,
(кг / м3
)
(6.1)
Густина бурового розчину залежить від виду дисперсійного середовища і кількості твердої фази в буровому розчині.
Густину бурового розчину можна визначити також за формулою :
Мр + Мт
rб.р. = ---------------- (6.2)
Vр + Vт
де Мр, Мт - маса води (або нафти) і твердої фази відповідно;
Vр, Vт - об’єм води (або нафти) і твердої фази.
Густина бурового розчину впливає на зміну гідростатичного тиску в свердловині.
PГСТ = rб.р. .g . H (6.3)
де Н - глибина свердловини по вертикалі, м;
g - 9,81 м/с2 - прискорення вільного падіння.
Із збільшенням густини бурового розчину збільшуються гідравлічні опори в циркуляційній системі свердловини, зменшується подача насосів, погіршуються умови руйнування гірських порід на вибої і сама очистка вибою. Це приводить до зниження темпу руйнування породи на вибої, а в цілому до зменшення механічної швидкості буріння.
Залежно від характеру технологічних операцій при бурінні свердловин вимоги до густини є різними.
Так, для забезпечення оптимальної роботи долота, зменшення імовірності поглинання бурового розчину густина його повинна бути мінімальна.
Сучасна технологія буріння свердловин передбачає вибір густини бурового розчину з умови запобігання флюїдопроявів, осипань та обвалювань гірських порід, що розбурюються.
Для вибору величини густини, визначальними є:
► пластовий тиск флюїдів;
► тиск поглинання бурових розчинів і тиск гідророзриву гірських порід.
Тиск в свердловині повинен бути достатній, щоб запобігти некерованому припливу в неї пластових флюїдів, але не більший за тиск, який спричиняє поглинання бурового розчину чи гідророзрив гірських порід.
При бурінні тиск у свердловині контролюється шляхом вимірювання густини бурового розчину. У статиці, коли циркуляція промивальної рідини відсутня, диференціальний тиск дорівнює різниці між вибійним гідростатичним і пластовим тисками
.
(6.4)
Репресія на пласт, яку створює позитивний диференціальний тиск, регламентується діючими технічними нормами, згідно з якими передбачено обмеження на величину відносної густини промивальної рідини у порівнянні з коефіцієнтом аномальності в залежності від глибини свердловини:
при
глибині до 1200 м приймають
;
при
глибині до 2500 м
;
для
більш глибоких свердловин (понад 2500 м)
.
В межах допустимих відхилень диференціальний тиск в залежності від глибини свердловини може становити від 4 до 15% у порівнянні з пластовим тиском.
Крім цього, нормується також і абсолютна величина диференціального тиску:
• не більше 1,5 МПа для свердловин глибиною до 1200 м;
• не більше 2,5 МПа для свердловин до 2500 м;
• не більше 3,5 МПа для більш глибоких свердловин.
Розрізняють істинну та уявну густину. Густина бурового розчину без газу називається істинною або дійсною, а густина бурового розчину, який містить газовий компонент – уявною.
Для вимірювання густини бурового розчину використовують:
► ареометри;
► важільні ваги;
► пікнометри (рідко).
Ареометри. Бурові підприємства споряджені ареометрами АГ-1, АГ-2 і АГ-ЗПП. За своєю конструкцією вони подібні, але прилад АГ-ЗПП має точнішу ціну поділок та шкалу поправок, тому подається будова і робота ареометра АГ-ЗПП. як сучаснішого.