8. Вариационный ряд основных свойств промывочных жидкостей по значимости.

Параметры промывочной жидкости, подлежащие контролю, разделяются на три группы в зависимости от условий бурения:

к первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях. К таким параметрам относятся: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки и водородный показатель;

ко второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геолого-техническими условиями при наличии зон возможных осложнений или при применении специальных промывочных жидкостей (хлоркальциевых, известковых, гипсовых, калиевых, эмульсионных и др.). Вторая группа включает в себя параметры первой группы, а также показатель минерализации, концентрацию ионов кальция, магния, калия, щелочных металлов, хлора, сульфата, концентрацию извести, газа, твердой фазы, коллоидных частиц, нефти, напряжения электропробоя;

к третьей группе относятся параметры, контроль которых необходим для получения дополнительной информации о свойствах промывочной жидкости (например, параметры при повышенных температурах и давлениях и т.п.). Третья группа включает в себя параметры первой и второй групп, а также температуру промывочной жидкости, показатель фильтрации при повышенной температуре, статическое напряжение сдвига при повышенной температуре, динамическое напряжение сдвига, показатели стабильности и седиментации и т.д.

Основные свойства промывочных жидкостей можно рассматривать на примере глинистых растворов.

Качество глинистых растворов характеризуют следующие величины.

1. Плотность ρ — отношение массы глинистого раствора к его объему, кт/м3. Различают кажущуюся (ρ каж) и истинную плотность (ρ). Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая — раствор без газовой фазы.

2. Условная (кажущаяся) вязкость Ву, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема глинистого раствора, с. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.

3. Структурная (пластическая) вязкость η — сила осложненного трения между частицами твердой и жидкой фаз в глинистом растворе, Па-с.

4. Показатель фильтрации (водоотдача) при нормальной температуре Ф, определяемый объемом жидкости, отфильтрованной за время пропускания бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади, см3. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность глинистого раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

5. Толщина образующейся при этом глинистой корки К, мм.

6. Статическое напряжение сдвига (СНС) Θ, определяемое минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящемся глинистом растворе, Па. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.

7. Динамическое напряжение сдвига τ0, косвенно характеризующее прочностное сопротивление глинистого раствора течению, Па.

8. Концентрация посторонних твердых примесей (условно принимаемых за песок) Сп, определяемая отношением числа всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора, %. Характеризует степень загрязнения глинистого раствора.

9. Содержание в глинистом растворе частиц породы, по своей природе не способных распускаться в воде, Соп — отмытый песок, %.

10. Стабильность S0, г/см3 и седиментация S,%. So — величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени глинистого раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность. S — величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема глинистого раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность глинистого раствора.

11. Концентрация газа С0, определяемая объемом газа в единице объема глинистого раствора, %. Характеризует степень разгазирования или вспенивания глинистого раствора.

12. Концентрация твердой фазы Ст, определяемая отношением количества твердого вещества к общему объему глинистого раствора, %.

13. Водородный показатель рН, характеризующий щелочность или кислотность глинистого раствора в условных единицах.

14. Смазочная способность глинистого раствора.

15. Удельное электрическое сопротивление ρ0, Ом-м.

16. Концентрация коллоидных частиц Ск, определяемая отношением количества частиц размером менее 2 мкм к общему количеству глинистого раствора, %. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора.

17. Температура t, OС.