Burovye_tekhnologicheskie_zhidkosti

Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы»

1 Основные технологические свойства буровых растворов. Параметры, характеризующие эти

свойства, приборы для определения их на буровой и в лабораторных условиях.

2 Понятия о буровых промывочных жидкостях и их функциях.

3 Требования к буровым промывочным жидкостям. Выбор и оптимизация буровых промывоч-

ных жидкостей.

4 Буровые промывочные жидкости как полидисперсные системы. Гомогенные и гетерогенные

буровые промывочные жидкости, их характеристика.

5 Химический и минералогический состав глин, применяемых для приготовления глинистых

буровых промывочных жидкостей. Гидратация глин и ингибирование глин.

6 Функциональные свойства буровых растворов, методы их определения, приборы.

7 Плотность буровых растворов. Значение плотности буровых промывочных жидкостей при

бурении скважин. Выбор и регулирование плотности БПЖ. Приборы для определения плотно-

сти БПЖ.

8 Реологические свойства буровых промывочных жидкостей и методы их регулирования и оп-

ределения. Влияние реологических параметров на качество промывки скважин.

9 Структурные свойства буровых промывочных жидкостей и методы их регулирования и опре-

деления. Влияние СНС на качество промывки скважин.

10 Фильтрационные свойства буровых промывочных жидкостей, методы их

регулирования и

определения. Влияние водоотдачи буровых промывочных жидкостей на качество вскрытия про-

дуктивных пластов.

11 Триботехнические свойства БПЖ. Смазочные.

12 Методы регулирования и восстановления свойств буровых растворов. Понятие о химической

обработке, физических и физико-химических методах регулирования свойств буровых раство-

ров. Представления о современных методах воздействия на дисперсные системы, применяемые

в бурении.

13 Основные положения классификации буровых растворов.

14 Выбор ила раствора для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Назовите и обоснуйте

наиболее перспективные составы буровых растворов применяемые в Западной Сибири. Пере-

числить необходимые природоохранные мероприятия при приготовлении и обработке буровых

растворов.

15 Буровые растворы для бурения неустойчивых глинистых отложений.

16 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Свойства, назначение, примеры.

17 Буровые промывочные жидкости на углеводородной основе. Свойства, назначение, приме-

ры.

18 Буровые промывочные жидкости для вскрытия пластов с аномальными пластовыми давле-

ниями.

19 Реагенты для регулирования свойств БПЖ. Классификация.

20 Факторы, влияющие на повышение качества очистки вертикальных скважин.

21 Факторы, влияющие на повышение качества очистки наклонно-направленных скважин.

22 Методы очистки буровых промывочных жидкостей

1 Основные технологические свойства буровых растворов. Параметры, характеризующие эти

свойства, приборы для определения их на буровой и в лабораторных условиях.

Буровой раствор - сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения. Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, пескатиксотропия, содержание ионов Na, K, Mg.

Водоотдача бурового раствора характеризуется объемом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15 %) и утяжелителя (20-60 %). Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов.

Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путем введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³,баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают ее до 1000 кг/м³ за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (сульфанола, лигносульфоната). Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие), гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (органогуматы).

Готовят буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе.

Определение условной вязкости бурового раствора

Вискозиметр ВБР-1 (воронка Марша)

Определение плотности бурового раствора

Ареометр АБР-1 Пикнометр ВПР-Прибор ТЭЭ- 01

1Определение содержания песка в глинистом растворе

Отстойник ОМ-2

Определение величины статического напряжения сдвига

Прибор СНС-2

Проведение анализа седиментационной устойчивости и дисперсности глинистого раствора

Торзионные весы, хим.посуда

Определение суточного отстоя и стабильности глинистого раствора

Прибор ЦС-2

Определение реологических характеристик бурового раствора (динамическая вязкость, статическое напряжение сдвига)

Ротационный вискозиметр ВСН-3

Определение коэффициента трения фильтрационной корки

КТК-2

Определение коэффициента набухания глин

Прибор ПНГ

Определение электрической стабильности обратных эмульсий

2 Понятия о буровых промывочных жидкостях и их функциях.

Понятие "Буровой раствор" охватывает широкий круг жидких, суспензионных и аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства, но не включает аэрозоли (бурение с продувкой воздухом или газом). Это, например, вода заливаемая в ствол при бурении шнековым буром; утяжеленный глинистый раствор, применяемый в разведочных скважинах, чтобы устранить возможность выброса при разбуривании пластов высокого давления;

пена, используемая для выноса шлама из скважины, которую бурят на воду в ледниковых отложений; бентинитовая суспензия, служащая для поддержания устойчивости стенок при проводке шурфа; сложная промывочная система, приготовляемая на основе нефти с добавкой эмульгаторов, стабилизирующих и структурообразующих реагентов, а также

закупоривающего материала, для разбуривания пластов с температурами более 260 С,содержащих корризионно-агрессивные газы.

Основные функции:

- Облегчение процесса разрушения горных пород на забое;

- удалять выбуренную породу (буровой шлам) с забоя скважины;

- транспортировать выбуренную породу (буровой шлам) на поверх-

ность;

- охлаждать долото;

- передавать гидравлическую энергию забойному двигателю (при

турбинном бурении и бурении с винтовым забойным двигателем).

- Сохранение устойчивости стенок скважины

-способность передаче сигнала по гидравлическому каналу связи (телесистемы)

- создание достаточного давления на вскрытые скважиной пласты,

чтобы исключить газонефтеводопроявления;

- образование на стенках скважины тонкой, но прочной и малопроницаемой фильтрационную корки, предотвращающей проникновение ПЖ

или ее фильтрата в породы;

- удержание во взвешенном состоянии твердой фазы при временном прекращении циркуляции;

- предотвращение возникновения осыпей и обвалов;

- обеспечение сохранения естественной проницаемости коллектора;

- снижение веса бурильной или обсадной колонны, находящихся в

скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую

на подъемный механизм буровой установки;

- предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии

и абразивного износа;

- обеспечение проведения геофизических исследований;

- обеспечение сокращения затрат на крепление скважин.

3 Требования к буровым промывочным жидкостям. Выбор и оптимизация буровых промывочных жидкостей.

Основное требование к буровым промывочным жидкостям обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-13): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими

разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

- не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;

- не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

- обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

- не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

- обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

- обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;

- быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

Обоснование выбора свойств буровых растворов, определяющих эффективность выполнения ими требуемых в тех или иных геолого-технических условиях бурения функций, а также установление допустимых пределов изменения показателей выбранных свойств (регламента) в процессе бурения – важнейшие задачи этапа проектирования технологии промывки скважин.

Для решения этих задач необходимо иметь четкие представления о всех свойствах буровых растворов, влиянии этих свойств на выполнение буровым раствором тех или иных функций, а также о существующих показателях и методиках оценки различных свойств буровых растворов.

Качество бурого раствора главным образом определяется геолого-техническими условиями бурения скважины

или ее отдельного интервала

К геологическим элементам относятся: минералогический состав и физико-технические свойства горных пород (прочность, влажность, проницаемость, пористость, абразивность, набухаемость, размокаемость, трещиноватость и др.); степень и состав минерализации подземных (поровых) вод; агрессивность пластовых флюидов; пластовое давление; давление гидроразрыва пластов; температурные условия пластов и др.

К техническим элементам относятся: способ бурения; глубина скважины; диаметр скважины; зенитный и азимутальный углы скважины; зазор между бурильными трубами и стенками скважины; техническое состояние бурильных труб и др.

К технологическим элементам относятся: параметры режима бурения; тип породоразрушающего инструмента; механическая скорость бурения; способ вскрытия продуктивного пласта; величина проходки за рейс и др.

Проблемы оптимизации качества бурового раствора заключаются следующем:

• обоснование общей совокупности свойств и показателей, необходимых и достаточных для всесторонней оценки качества промывочных жидкостей с позиций известных и перспективных их функций, расхода ресурсов и их приготовление и эксплуатацию, выполнения ими требований безопасности труда и охраны окружающей природной среды;

• разработка и совершенствование методов и технических средств измерения показателей функциональных, ресурсопотребляющих, экологических и других свойств промывочных жидкостей, всесторонне характеризующих их качество;

• определение геолого-технических условий бурения с позиций требований к качеству промывочных жидкостей;

• формирование групп показателей свойств промывочных жидкостей, подлежащих обязательному регламентированию в каждом из типов геолого- технических условий бурения;

• разработка научно-методических основ регламентирования значений показателей различных свойств промывочных жидкостей;

• разработка и совершенствование методов оценки влияния на качество промывочных жидкостей возмущающих воздействий (выбуренных пород, пластовых флюидов, температуры и др.);

• создание алгоритма комплексной (обобщенной) оценки качества промывочных жидкостей;

• исследование степени влияния субъективных факторов на объективность и точность оценки качества промывочных жидкостей;

• исследование взаимосвязи между качеством промывочных жидкостей и качеством составляющих их компонентов, разработка и совершенствование методов и технических средств оценки качества основных компонентов промывочных жидкостей;

• создание реальных условий для формирования информационных массивов промывочных жидкостей различных компонентных составов силами буровых предприятий и программного обеспечения для автоматизированного решения задач оценки качества

промывочных жидкостей, а также выбора их оптимальных составов в многоальтернативных ситуациях;

• исследование взаимосвязи между качеством и стоимостью 1 м3 промывочной жидкости, качеством промывочной жидкости и стоимостью 1 м бурения и т.д.;

• создание отраслевых (межотраслевых) руководящих и методических материалов по оценке качества промывочных жидкостей.

4 Буровые промывочные жидкости как полидисперсные системы. Гомогенные и гетерогенные буровые промывочные жидкости, их характеристика.

Физикохимия буровых промывочных жидкостей (БПЖ) - это наука о специфических свойствах многокомпонентных гетерогенных полидисперсных систем и о протекающих в них процессах.

Анализ состояния БПЖ, а также управление их свойствами для рационального проведения технологического процесса бурения возможны лишь на базе глубокого понимания их физико-химической природы.

  Дисперсной фазой называется вещество, мелко раздробленное в другом, которое является непрерывной дисперсионной средой. Если частицы дисперсной фазы имеют одинаковый размер, то дисперсная система называется монодисперсной, в противном случае - полидисперсной, так и жидкие металлы.

Учитывая понятие дисперсности, можно определить гомогенные системы как молекулярно-ионно-дисперсные. Примером таких систем могут служить газовые смеси, а также истинные растворы - как твердые (различные сплавы, щелочи, кислоты и др.). В бурении гомогенные системы (истинные растворы) применяются для обработки буровых и тампонажных растворов (например, водный раствор едкого натра). Составные части гетерогенных систем представляют собой крупные ассоциаты атомов или молекул различных веществ

Буровые промывочные жидкости представляют собой многокомпонентные гетерогенные полидисперсные системы и могут быть изучены методами физикохимии дисперсных систем.

Если состояние системы не изменяется самопроизвольно во времени, то ее называют равновесной. В противном случае система является неравновесной и для нее характерно протекание необратимых процессов.

 Буровые растворы содержат как грубо-дисперсные, так и коллоидные частицы. По размеры эти частицы удобно разделить на три группы:

коллоиды размером от 0,1 до 2 мкм, определяющие вязкостные и фильтрационные свойства раствора;

илы, утяжелители с размером частиц от 1 до 70 мкм, обеспечивающие необходимую плотность раствора;

песок с размером частиц от 50 до 400 мкм, которые хотя и закупоривают крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывают отрицательное воздействие в силу высокой абразивности.

Следующим отличительным признаком гетерогенных систем с жидкой дисперсионной средой является агрегатное состояние дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой и газообразной.

5 Химический и минералогический состав глин, применямых для приготовления глинистых буровых промывочных жидкостей. Гидратация глин и ингибирование глин.

Химический состав глин: Глинистые минералы по химическому составу представляют собой водные (содержащие кристаллизационную воду) алюмосиликаты. Суммарное содержание глинозема (Al2O3), кремнезема (SiO2) и воды достигает в глинах 75 – 90 %. Остальное приходится на долю других элементов периодической системы, среди которых явно преобладают Na+, K+, Ca2+, Mg2+ и Fe2+. На основании различий в химическом составе,

строении кристаллической решетки и свойствах глинистые минералы объединяют в четыре основные группы, получившие название по ведущему минералу:- группа монтмориллонита (монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, соконит, нонтронит и др.);- группа гидрослюды (гидромусковит, гидробиотит); - группа каолинита (каолинит, диккит, накрит, галлуазит); - группа палыгорскита. Глины принято называть по названию основного минерала: монтмориллонитовые, гидрослюдистые, каолинитовые и палыгорскитовые. Монтмориллонитовые глины среди специалистов по бурению скважин принято называть бентонитовыми или просто бентонитом.

Глины, состоящие из нескольких глинистых минералов без явного преобладания какого-либо из них, называются полиминеральными (каолинит - гидрослюдистые, монтмориллонит - каолинит - гидрослюдистые и др.). Глинистые минералы относятся к группе силикатов с псевдогексагональным расположением оснований кремнекислородных тетраэдров, соединенных с алюмокислородными октаэдрами. Минералогический состав: Каолинит (Al2O3·2SiO2·2H2O), Андалузит, дистен и силлиманит (Al2O3·SiO2), Галлуазит (Al2O3·SiO2·H2O), Гидраргиллит (Al2O3·3H2O), Диаспор (Al2O3·H2O), Корунд (Al2O3), Монотермит (0,2[K2MgCa]0·Al2O3·2SiO2·1,5H2O), Монтмориллонит (MgO·Al2O3·3SiO2·1,5H2O),

Мусковит (K2O·Al2O3·6SiO2·2H2O), Накрит (Al2O3·SiO2·2H2O), Пирофиллит (Al2O3·4SiO2·H2O) Гидратация глин: Способность глин к гидратации (присоединению воды), набуханию и диспергированию (дезинтеграции) определяется их минералогическим составом. Чем легче диспергируется и сильнее гидратируется глина, тем больший объем глинистого раствора с определенной вязкостью можно получить из одной и той же массы глины.

Глины, которые легко поглощают воду, называются гидрофильными глинами, которые не поглощают воду – гидрофобными. При гидратации и диспергировании глины в воде частицы, на которые она распадается, приобретают определенное строение, называемое мицеллой.

Ингибирование глин. При бурении скважин ингибирование проводится для повышения стабильности технологических свойств буровых растворов в условиях агрессивного воздействия на них температуры, минерализованных пластовых вод и легко набухающих горных пород, а также для сохранения устойчивости стенок скважин, сложенных водочувствительными глинами. Технология ингибирования включает многокомпонентную химическую обработку (глинистого) бурового раствора путём введения коагулирующих агентов (хлорида кальция или калия, гипса, извести), регуляторов pH (едких натра или калия), понизителей вязкости (лигносульфонатов или нитролигнина), понизителей водоотдачи (карбокси- метилцеллюлозы или конденсированной сульфитно-спиртовой барды).

В зависимости от горно-геологических условий бурения применяют различные типы ингибированных буровых растворов. Для бурения в набухающих пластичных глинах при t до 100° С, повышающих вязкость растворов, используют известковый раствор (известь 0,5-1%, каустическая сода 0,2-0,3% и понизитель вязкости до 1%), при t до 150-180° С — гипсовый раствор (гипс до 1%, понизитель вязкости 0,5-1% и понизитель водоотдачи 1-2%). Бурение в глинистых сланцах, аргиллитах, склонных к осыпям и обвалам при увлажнении фильтратом бурового раствора, проводят с применением хлоркальциевого или калиевого растворов (хлористый кальций 1-1,5% или хлор.калий 3-6%, едкий натр.

6 Функциональные свойства буровых растворов ,методы их определения , приборы.

Контроль за свойствами БПЖ в процессе бурения необходим для анализа влияния бур.раствора на ТЭП буровых работ с целью дальнейшего улучшения качества растворов.

Свойства бур. Растворов

Плотность –это масса единицы ее объёма. (кг\м³ )Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба пром.жидкости. Градиент нормального пластового давления принят равным 0.01 Мпа\м, что эквивалентно давлению создаваемому столбом жидкости , имеющий плотность 1000кг\м³ По ПБ –плотность раствора при вскрытии нефтегазоводосодержащих отложений должна опред. для горизонта с максимальным градиентом пластового давления. Плотность бур. раствора не должна превышать проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скв. До 1200м и 5% для интервалов от 1200м. Плотность нефти 800кг\м^3.

Определением плотности раствора ареометров АБР-1 Принцип действия: Принцип работы ареометра основан на законе Архимеда. Глубина погружения ареометра пропорциональна плотности раствора, залитого в мерный стакан.(калибруют ареометр чистой пресной водой )

Определение плотности раствора рычажными весами ВРП-1 Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов. Принцип работы рычажных весов ВРП-1М основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры. 

Определение плотности раствора пикнометром –металлический сосуд известного обьема. Взвешивают сухой пикнометр, заполняют пикнометр раствором до верхнего края , очищают стенки и взвешивают. Плотность вычисляют по формуле p=P2-P1/V (P1-вес пикнометра с раствором, P2- вес пустого , V вместимость пикнометра.

Статическое напряжение сдвига (СНС) – это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига принято выражать в дПа. Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора. Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а так же ротационный вискозиметр . Принцип работы прибора основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между

соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси. В зависимости от вязкостного состояния исследуемой пробы используются разные нити, номер которых определяет коэффициент прибора.

Динамическое напряжение сдвига ₀ (дПа) - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.

Пластическая (структурная) вязкость _пл (Пас) - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора. Эффективная (кажущаяся) вязкость _эф (Пас)-величина,косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига. (определяются на вискозиметре ВСН-3 или скоростном вискозиметре FANN)

Условная вязкость - величина, косвенно характеризующая гидравличес­кое сопротивление течению. В нашей стране условная вязкость (УВ, с) определяется временем истечения 500 см³ промывочной жидкости через вертикальную трубку вискозиметра ВБР-1 из воронки, заполненной 700 см³ промывочной жидкости.

В состав ВБР-1 также входят мерная кружка и сетка . (так же определяют Воронкой Марша –замер времени истечения раствора из воронки 950см³)

Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6 Прибор ВМ-6 предназначен для определения водоотдачи глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, а также толщины глинистой корки, образующейся на фильтре. Водоотдача измеряется количеством фильтрата в см куб., выделяющегося при избыточном давлении (0,1 ± 0,01) МПа за 30 мин. с площади фильтрации диаметром 75 мм.(Фильтр пресс API и фильтр пресс ФЛР-1)

Определение толщины и проницаемости фильтрационной корки

Для измерения толщины фильтрационной корки можно использовать прибор ВИКА ИВ-2, металлическую линейку с миллиметровыми делениями и штангенциркуль с глубиномером. Поверх­ностные слои фильтрационной корки, полученной в процессе определения по­казателя фильтрации прибором ВМ-6 или фильтр-прессом ФЛР-1, смывают слабой струей воды, после чего кладут на стеклянную пластинку и вместе с ней - на основание прибора ИВ-2.

Определение проницаемости фильтрационной корки Проницаемость фильтрационной корки является основным параметром, от которого зависит скорость статической и динамической фильтрации. Проницаемость можно определить с помощью прибора ВМ-6. Для этого после окончания процесса измерения на ВМ-6 показате­ля фильтрации, осторожно, не повредив фильтрационную корку, стакан прибора промывают дистиллированной водой.

Электрохимические свойства К общепринятым показателям электрохимических свойств буровых растворов на водной основе относятся: водородный показатель (pH); удельное электрическое сопротивление (УЭС, Ом·м). Для измерения величины рН применяют колориметрический и электрометрический способы.

Колориметрический способ основан на способности некоторых красителей менять свой цвет в зависимости от концентрации ионов водорода и заключается в определении величины рН с помощью индикаторной (лакмусовой) бумаги и эталонных цветных шкал.

Определение удельного электрического сопротивления

Удельное электрическое сопротивление (УЭС, Ом·м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины пробы бурового раствора, заключенной в ячейке определенной конфигурации.

7 Плотность буровых растворов. Значение плотности буровых промывочных жидкостей при бурении скважин. Выбор и регулирование плотности БПЖ. Приборы для определения плотности БПЖ.

Плотность промывочной жидкости – это масса единицы ее объема (Кг на м3). Относительная плотность – отношение плотности при данных условиях, к плотности пресной воды при 4*С. Величина плотности определяет гидростатическое давление столба жидкости на забой и стенки скважины. Pгс=pgh. Для предупреждения флюидопроявления Pгс должно превышать Pпл (бурение на репрессии).

По ПБ в нефтяной и газовой промышленности «Плотность б.р. при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с макс. градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения». Также «В скв. с глубиной до 1200м. минимальное превышение Pгс над Pпл = 10% (или 1.5МПа), с глубиной больше 1200м, 5% (или 2.5-3 МПа). При сильно большой плотности, стенки скважины могут не выдержать давления и б.р. проникнет в пласт по образующим трещинам, такое разрешен наз-ся гидравлический разрыв пласта. Из ПБ в н/г пром.

«Максимально допустимая репрессия(с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения б.р. на любой глубине интервала совместимых условий бурения». Чрезмерная плотность может привести к: 1-ГРП. 2-Отрицательно сказывается на скорости проходки.3-это дополнительные расходы реагентов, утяжелителей, время приготовления такого раствора и т.д. Для каждого конкретного случая должна выбираться индивидуальная плотность Б.Р. исходя из условия бурения.

Приборы для определения плотности:

1-Ареометр. 2-Рычажные весы. 3-Пикнометр

8 Реологические свойства буровых промывочных жидкостей и методы их регулирования и оп­ределения. Влияние реологических параметров на качество промывки скважин.

Реологические свойства промывочной жидкости играют важную роль при бурении скважин. Неудовлетворительные реологические свойства могут привести к образованию пробок в стволе скважины, забиванию шламом призабойной зоны ствола, снижению механической скорости бурения, размыву стенок ствола, прихвату бурильной колонны, поглощению промывочной жидкости и даже выбросу. Поведение промывочной жидкости обусловлено режимом ее течения. Известны два режима течения: ламинарный режим, который преобладает при низких скоростях течения (зависимость давление-скорость определяется вязкостными свойствами жидкости), и турбулентный режим,

который преобладает при высоких скоростях и зависит от инерционных свойств жидкости (вязкость на него влияет лишь косвенно).

Ламинарное течение. Ламинарное течение в круглой трубе можно наглядно представить в виде скольжения одного очень тонкого цилиндра внутри другого Скорость цилиндров возрастает от нуля у стенки трубы до максимума на ее оси. Отношение разности в скоростях соседних слоев к расстоянию между ними называется скоростью сдвига .

Сила взаимодействия между двумя соседними слоями, перемещающимися относительно друг друга с определенной скоростью, зависит от рода жидкости, площади соприкосновения трущихся слоев и скорости сдвига (закон внутреннего трения И. Ньютона).

где F - сила трения между двумя соседними слоями жидкости; - динамическая вязкость, зависящая от природы жидкости. S - площадь соприкосновения слоев; у - скорость сдвига. Турбулентное течение. Течение в трубе перейдет из ламинарного в турбулентное тогда, когда скорость потока превысит определенное критическое значение. Вместо плавного скольжения слоев воды относительно друг друга в потоке возникают локальные изменения скорости и направления перемещения частичек при сохранении общего направления течения параллельно оси трубы. Критическая скорость, при которой происходит турбулизация потока, уменьшается с увеличением диаметра трубы, с повышением плотности и уменьшением вязкости. Она выражается безразмерным параметром - числом Рейнольдса. Число Рейнольдса учитывает главные показатели потока в трубе: диаметр трубы, среднюю скорость жидкости, плотность жидкости и ее вязкость. Число

Рейнольдса представляется уравнением: Re = (VDp)/p. Поэтому у Ньютоновских жидкостей ламинарное течение определяется числом Рейнольдса равным 2000 и ниже. Турбулентное течение определяется числом Рейнольдса, равным 4000 или более. Переходный режим определяется числом Рейнольдса от 2000 до 4000. Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на следующие показатели и процессы, связанные с бурением скважин:

степень очистки забоя скважины от шлама;

степень охлаждения породоразрушающего инструмента;

транспортирующую способность потока;

величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины;

величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины в процессе бурения;

амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны;

интенсивность обогащения бурового раствора шламом;

полноту замещения бурового раствора тампонажным в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенками скважины и др.

Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

для оценки реологических свойств буровых растворов используются следующие показатели:

пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

динамическое напряжение сдвига  ДНС, дПа;

коэффициент пластичности  КП, 1/с;

показатель неньютоновского поведения  ПНП;

показатель консистенции  ПК, мПа*с;

эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 -ЭВ 100 , мПа*с;

эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре     ЭВ10000, мПа*с;

коэффициент сдвигового разжижения  КСР.

С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.

9 Структурные свойства БПЖ и методы их регулирования и определения. Влияние СНС на качество промывки скважин.

Структурно-механические свойства БПЖ – это механические свойства буровых растворов (пластичность, упругость, эластичность и прочность), которые определяются их внутренней структурой.

По мех. св-вам гетерогенные (многофазные) буровые растворы могут быть: бесструктурными (свободнодисперсными), структурированными (связнодисперсными).

В бесструктурных системах (золях) частицы дисперсной фазы не взаимодействуют друг с другом и не способны создавать какую-либо пространственную сетку – структуру. Мех. св-ва этих систем аналогичны механическим свойствам их дисперсионной среды и одинаковы в покое и при течении. В структурированных системах (гелях) частицы дисперсной фазы связаны между собой и образуют пространственную структуру имеющую определенную механическую прочность.

В покое гели упрочняются, а попавшие в ячейки структуры дисперсионная среда (свободная вода) теряет свою подвижность.

Однако перемешивание или нагревание системы нарушает структуру и возвращает ей свойства золя. Явление перехода геля в золь и обратно – тиксотропия.

Для возвращения структурированной системе свойств жидкости структуру необходимо разрушить, приложив некоторое усилие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т.е. от прочности образовавшейся структуры и характеризуется статическим напряжением сдвига.

СНС – это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. СНС принято выражать в дПа.

Величина СНС определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора. Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина СНС должна превышать величину усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции бурового раствора будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к прихвату бурового снаряда шламом.

Однако с увеличением СНС ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности,

а также возрастает величина импульсов давления на забой и стенки скважины при инициировании течения бурового раствора (при пуске насоса) и при проведении СПО. Это повышает вероятность флюидопроявлений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений бурового раствора.

Таким образом, величина СНС должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя. Для измерения величины СНС используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозиметры ВСН-3, ВСН-2М и вискозиметр FANN.

Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин (СНС1) и 10 мин (СНС10) покоя.

Кроме названных показателей структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют и коэффициентом тиксотропии:

Кт = СНС₁₀ / СНС₁.

10 Фильтрационные свойства буровых промывочных жидкостей 1) Статическая фильтрация протекающая при отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине. В условиях статической фильтрации, когда буровой раствор неподвижен, скорость фильтрации снижается, а толщина фильтрационной корки- увеличивается со скоростью, затухающей во времени.

2) Динамическая фильтрация, происходящая в условиях циркуляции бурового растовора. В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным воздействием восходящего потока бурового раствора. Степень эрозии корки зависит от режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве. 3) Мгновенная фильтрация в момент скола породы долотом.

В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка быстро растет. После того, как скорость роста корки становится равной скорости ее эрозии, толщина корки и скорость фильтрации стабилизируется. Методы определения: -определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6 -определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе

Фильтр-пресс ФЛР-1 -определение показателя фильтрации на фильтр-прессе API -определение фильтрации при повышенных температурах и давлениях