7.4 Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД [29] с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД [29] с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика [29], в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора РД [29] рекомендует использование установки УСР-1.

63

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД [29]. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см. Приложение к проекту и табл.7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 1 час., в осложненных условиях – через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости – через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора – через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.

7.5 Очистка бурового раствора

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R₃. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R₄, после очистки на котором по линии R₅ поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), илоотделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R₆. Очищенный на центрифуге раствор по линии R₇ возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R₈.

Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R₉ – R₁₂ поступают в амбар (14).

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 7.3.

64

65