8. Буровые промывочные жидкости. Свойства.

С точки зрения бурения различают следующие свойства промывочных жидкостей:

1.Плотность [кг/м³].

Плотность-масса единицы объема вещества.

Приборы: ареометр, рычажные весы. Перед измерением приборы тестируют на воду и определяют смещение шкалы этих приборов.

2.Условная вязкость или текучесть УВ, Т, [с].

Прибор: ВП-вискозиметр полевой.

УВ – время наполнения буровым раствором объема в 500 мл из стандартной воронки 700 мл.

УВ>180 с – раствор не текучий; 25 с<УВ<60с – хороший буровой раствор. УВ(Н₂О)=15 с.

3.Статическое напряжение сдвига СНС, , [Па].

СНС – это есть минимальное касательное напряжение, которое нужно создать в буровом растворе, чтобы сдвинуть один его слой относительно другого.

Приборы: ротационный вискозиметр (ВСН-3), и СНС-2.

4.Динамическое напряжение сдвига , [Па].

- теоретическое касательное напряжение между слоями подвижного бурового раствора при скорости больше 0.

, если п не равно 0, то физическая бессмыслица.

5.Пластическая вязкость , [Па ].

6.Фильтрация или водоотдача В, Ф, [см³/30 мин].

Фильтрация – это есть процесс проникновения фильтрата сквозь фильтр; процесс задерживания твердой фазы на фильтре (фильтрац.корка).

Приборы: ФП-фильтропресс; ВМ-6 (вискозиметр маслонаполненный).

Диаметр фильтра=75 мм. Перепад давления Мпа.

Ф₃₀ = 2Ф_7,5 .

В последнее время широкое распространение получили фильтропрессы с площадью фильтра в 2 раза меньше стандартной. Незнание этого приводит к занижению истинной фильтрации при лабораторных исследованиях.

Хороший буровой раствор имеет фильтрацию от 5 до 15 см³ за 30 мин. Если фильтрация больше, то стенки скважины размокают.

7.Толщина фильтрационной корки К, [мм].

Должна быть не более 2 мм. Толщина корки измеряется иглой Вика.

У полимерных буровых растворов фильтрационная корка образуется в виде пленки, ее очень трудно измерить, т.к. она составляет доли мм.

8.Содержание песка П, [% об.].

Должно быть менее 1 %. .

9.Суточный отстой О, [% об.].

Определяют с помощью мерного цилиндра: в него наливают буровой раствор и оставляют на сутки, а затем смотрят сколько сверху отстоится воды.

О 2 – 3 %.

Данное свойство является самым важным при консервации скважин.

10.Стабильность С, [г/см³].

Измеряется с помощью специальной кружки со сливом посередине, через сутки у бурового раствора определяют плотность в нижней и верхней части кружки.

, С 0,02 г/см³. Плотность определяется на ареометре.

Параметры промывочной жидкости контролируются не менее трех раз в сутки лаборантом-коллектором, а при ответственных операциях непрерывно (например, приготовление бурового раствора).

9. Тампонажные цементы. Назначение

1. Тампонирование затрубного пространства обсадных колонн.

При цементировании обсадных колонн там-й р-р, закаченный в затрубное пространство остается в покое на 24 часа. Для экономии цемента допускается нецементировать затрубное пространство обсадных колонн в уже закрепленном интервале скважины. Высота наложения тампона определяется правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности. Для газовых скважин – 100 м, для нефтяных – 150 м.

2. Установка цементных мостов Цемент.мост – закрепление пустот при бурении

3. Тампонирование высокопористых горных пород Применяется в случае катастрофических поглощений – тампонаж закачивается в пласт и остается в покое на сутки

4. Борьба с водопроявлениями в продуктовых скважинах

В настоящее время все большепродуктивные скважины строятся продуктивными. Основная проблема нефтеотдачи заключается в том, что вязкость воды меньше вязкости нефти. Соответственно если вода достигает эксплуатационный участок скважины, то в добываемом флюиде количество воды может значительно превышать кол-во добываемой нефти.