Фильтрацию при повышенных температурах (Ф);

Содержание газа;

Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

Пластическую вязкость (η_пл.);

Степень минерализации;

Содержание Са²⁺, Mg²⁺, Na⁺, Сl^-, К⁺;

Содержание и состав твердой фазы;

Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

3. Факультативные параметры, дающие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Это:

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС) и пластическая вязкость (η_пл.) при повышенной температуре;

• Смазочная способность;

• Коэффициент трения корки (КТК).

По технологическому принципу свойства буровых растворов можно разделить на 5 групп:

1. Физико-механические:

• Плотность (ρ);

• Условная вязкость (УВ);

• Статическое напряжение сдвига (СНС);

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

• Пластическая вязкость (η_пл.).

2. Показатели фильтрации и стабильности:

Показатель фильтрации;

Толщина фильтрационной корки;

Показатель стабильности;

Суточный отстой;

Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

3. Фрикционные:

• Смазочная способность (коэффициент трения пары сталь-сталь);

• Коэффициент трения корки (КТК);

3. Показатели загрязнения:

• Твердые примеси;

• Пластовые флюиды.

3. Компонентный и химический состав:

• Содержание компонентов (глины, воды, утяжелителя, смазочных веществ и др.), а также различных ионов солей, общая минерализация и т. д.

Обязательные параметры

Плотность бурового раствора, ρ, г/см³ - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая - раствор без газовой фазы.

Для измерения плотности могут быть использованы:

• Плотномер электронный ПЭ-1(принцип работы основан на измерении выталкивающей силы, действующей на погруженный в жидкость поплавок)

• Пикнометр;

• Весы рычажные - плотномер;

• Ареометр.

Условная вязкость (УВ), с - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т. е. подвижность бурового раствора. Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВВ-1, который состоит из мерной кружки, сетки и воронки.

Основные характеристики:

Лекция 4. Параметры бурового раствора и методы их контроля. 1

Обязательные параметры 2

Пикнометр; 3

Ареометр. 3

Показатели стабильности 5

Содержание газа 6

Напряжение электропробоя 6

В воронку заливают 700 см³ бурового раствора, измеряют время истечения 500 см³ в секундах.

Статическое напряжение сдвига (СНС), дПа - этот показатель характеризует прочность тиксотропной структуры, возникающей в покоящемся растворе и интенсивность упрочнения её во времени. СНС характеризует удерживающую способность бурового раствора при отсутствии циркуляции. Измеряют СНС за 1 и 10 мин. с помощью приборов СНС-2; ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М (при повышенных температурах и давлении); вискозиметров фирмы FANN. СНС зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения неорганическими солями.

Пластическая вязкость (η_пл.), мПа*с - это условная величина, характеризующая вязкостное сопротивление течению бурового раствора; не зависит от касательных напряжений (давления прокачивания), измеряется с

помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Пластическая вязкость зависит от вязкости дисперсионной среды и суммарного объема твёрдой фазы.

Динамическое напряжение сдвига (τ₀), дПа - это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, которую необходимо разрушить для обеспечения течения бурового раствора, не зависит от давления прокачки и увеличивается с ростом вязкостного сопротивления. Измеряется с помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. τ₀ зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения раствора неорганическими солями.

Водоотдача (Ф) - показатель фильтрации, мл/30мин. - величина, характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Определяется количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Определяется с помощью фильтр-прессов и приборов ВМ-6; УИВ-2М (при повышенных температурах и давлениях).

Водородный показатель (рН) - величина, характеризующая концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму концентрации ионов водорода (pH=-lg[H⁺]). Определяют с помощью портативных pH-метров и индикаторной бумаги.

Толщина фильтрационной корки, мм - величина, характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяется толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на проницаемой перегородке при определении показателя фильтрации. Определяется с помощью линейки.

Удельное электрическое сопротивление (ρ₀, Ом*м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора.

Для измерения используется резистивиметр РВ-1.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава.

Песком (П,%) считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины).

Отмытым песком (ОП,%) являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде.

Для определения содержания песка используется металлический отстойник ОМ-2.

Общее содержание песка определяют по формуле: N=2V₀,

Где N - общее содержание песка, %;

Vo - общий объем осадка, выпавший за 1 минуту,см³;

2 - коэффициент для выражения результатов в %.

Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.

Показатели стабильности

Под стабильностью раствора понимается его способность сохранять свою плотность, т. е. стабильность характеризует удерживающую способность раствора. Стабильность играет важнейшую роль при использовании, в первую очередь, утяжелённых буровых растворов.

Для определения стабильности используют цилиндр ЦС-2. Мерой стабильности является разность в плотностях раствора нижней и верхней части цилиндра.

C = ρ₂ – ρ₁, где

С – показатель стабильности, г/см³

ρ₂ – плотность нижней половины раствора, г/см³

ρ₁ – плотность верхней половины раствора, г/см³

Для неутяжелённых буровых растворов С должна быть не более 0,02 г/см³; для утяжелённых до ρ = 1,5 г/см³ не более 0,04 г/см³ и для более тяжёлых не более 0,06 г/см³.

Содержание газа

Наличие газа (воздуха) в буровых растворах (аэрированных) негативно сказывается на работе буровых насосов, появляется опасность нефтегазоводопроявлений и обвалов стенок скважины. Поэтому необходим постоянный контроль за его содержанием, особенно перед вскрытием продуктивного пласта, который производится прибором ПГР-1.

Принцип действия ПГР-1 основан на свойстве газов сжиматься под действием избыточного давления. Предел измерения газосодержания – 0-10%, абсолютная погрешность измерения - ±0,5%.

Напряжение электропробоя

Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов) – величина, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определённом расстоянии электродами, погруженными в раствор, косвенно характеризующая стабильность эмульсий. Используется прибор ПНП-1, имеющий диапазон измерений от 0 до 1500В.

6