18. Призначення глинистих розчинів та їх властивості

1. Глинізація стінок свердловини

2. Утримання розбуреної породи в підвішеному стані при припиненні циркуляції

3. Утворення підвищеної протидії на пласт

4. Полегшення транспортування по стволу свердловини і виносу частинок породи

5. Забезпечення бурового інструменту від корозії завдяки тонкій глинисті кірці , яка покриває поверхню металу , або інструменту.

Глинисті розчини є дисперсною системою ,яка склад.. з 2 фаз

Рідкої води

Твердої – завислі у воді частинки розміром колоїдних 0,1-10мм і суспензійних частинок .

найважливішими властивостями глинистого розчину є його стабільність структуро утворення і коагуляція, тиксотропія.

Стабільність –властивість колоїдних частинок знаходитися в глинистому розчині в підвішеному стані не осідати.

Структуроутворення здатність глинистих розчинів , які при припинені циркуляції знаходяться в стані спокою утворювати в собі структуру.

Тиксотропія – властивість глинистих розчинів загустати при стані спокою , і розріджуватися при струшуванні , або переміщені.

Коагуляція процес злипання колоїдних частинок в агрегатні групи з наступним осадженням частинок під дією питомої ваги.

Глинисті розчини виготовляють вручну , або глиномішалками , кількість води і глини розраховується . глинистою складовою є монтморилонітова , або сапронітова , бентонітова глини. Після попадання глинистого розчину в пустоти і тріщини порід, його загустивання кінцева зона довкола ствола свердловини , закріплюються утв.. глиниста кірка на стінках свердловини , товщиною 2-3мм.

Якщо пласти порід містять в собі воду , або нафту чи газ , і якщо величина пластового тиску не перевищує величину гідростатичного тиску промивальні рідини на стінки свердловини , тоді вода , нафта чи газ не поступають з пласта і свердловину , відбувається ізоляція пластів і припинення руху рідини , або газу між свердловиною і продуктивними пластами .

Недоліками глинізазії стінок свердловини є:

розкриття водоносного , або нафто чи газоносного пласта , оскільки іде зменшення припливу водо нафти чи газу з пласта в ствол свердловини , томи розкриття водоносного , або нафто чи газоносного горизонту при бурінні з промивкою повинно проводитися при промивці водою в’яжучими розчинами , які само розкладаються , а нафта і газ пласта без глинистим розчином на нафтовій основі.

19. Вимірювання показників промивальних рідин.

1. Густина визначається з метою , щоб знати ступінь насиченості глинистого розчину глиною

2. Щоб знати ступінь насичення промивальною рідиною глинистого розчину шламом. Розбуреність порід , для уникнення можливості замочування свердловини.

3. Для визначення гідростатичного тиску.

При бурінні пухких, слабозцементованих , а також в нестійких і тріщинуватих породах густину глинистого розчину підвищують для збільшення гідростатичого тиску на стінки свердловини ., що підвищує їх стійкість . для цього застосовують барит . при поглинанні промивальної рідини знижується гідростатичний тиск на стінки свердловини , з метою зменшення відємного впливу на проникність пластів промивальної рідини , в цьому випадку глинисті розчини насичують повітрям

Густина нормальних глинистих розчинів становить 1, 08-1,3 г/см³

аерованого 0.7-0,9 г/см³

обважнілого до 2,3 г/см³

густину промивальної рідини в польових умовах вимірюють аерометром.

Визначення параметрів глинистих розчинів

1. Вязкість глинистих розчинів

При значній в’язкості утруднюється робота бурових насосів , промивальна рідина погано очищується від шламу , але при бурінні в пористих поглинаючих промивальну рідину породах з малим пластовим тиском. Підвищення в’язкості сприяє закопурюванню наносів у пласті по , якому відбувається поглинання . при бурінні в пухких слабозцементованих породах , підвищення в’язкості сприяє збільшенню виходу керну і забезпечує стійкість стінок

В буровій практиці визначають умовну в’язкість промивальної рідини, яку вимірюють в секундах за допомогою стандартного польового віскозиметра (СПВ-5)

Для нормальних глинистих розчинів умовна в’язкість становить (20-25).

Для боротьби з поглинанням промивальної рідини в’язкість доводять до 50-80с, і інколи до стану (нетече)

2.Вміст піску в глинистому розчині

Під піском глинистих розчинів розуміють –частинки зруйнованої породи і більш крупні частинки шламу. Значна їх кількість зношує робочі елементи бурового насосу іпошкоджує бурове спорядження при бурінні. Вміст піску вимірюється у відсотках від об’єму глинистого розчину, за допомогою металевого відстійника ОМ-2

Для нормальних глинистих розчинів вміст піску до 4%

3 . добовий відстій- цей параметр характеризує стабільність глинистого розчину , тобто здатність протягом тривалого часу не розшаровуватись на тверду і рідку фази. Нормальні глинисті розчини мають за добу давати відстій не менше3-4%

Стабільність глинистого розчину визначається за допомогою приладу ЦУ-2

4. водовіддача глинистого розчину

Характеризує здатність відфільтровувати воду. Показник водовіддачі характеризує об’єм води в см3, яка відфільтровується впродовж 30 хв. і 100см3 глинистого розчину через паперовий фільтр д-75мм під тиском-0,1 мпа .

Водовіддача має важливе значення при бурінні в пористих породах. Глинисті розчині з великою водовіддачею утворюють пухку кірку, яка звужує ствол свердловини і зумовлює затягування бурового інструменту при підйомі. Проникнення води в глинисті породи зумовлює їх набухання і обвалення в ствол свердловини.

Водовіддачу глинистих розчинів визначають приладом вм-6

Нормальна водовіддача глинистих розчинів не менше 25см за 30 хв.

Для боротьби з при хватами і обвалами знижують водовіддачу за допомогою хімічної обробки до 5-6 рідше до 2-3 см3 за 30 хв.

Розчини, які мають водовіддачу більше 25 см3 за 30 хв. Зумовлюють ускладнення особливо при бурінні в пористих породах.

5. Статистичне напруження зсувів

Характеризує міцність структури глинистого розчину і здатність утримувати в заваженому стані частинки зруйнованої породи . цей показник вимірюється пластометрами. Найпоширеніший пластометр-СНС-2)