3.1.3 Технические средства и методы определения параметров бурового раствора.

Определение плотности бурового раствора.

Плотность бурового раствора , г/см³ – отношение массы бурового раствора к его объёму. Различают кажущуюся и истинную плотность. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая – раствор без газовой фазы.

Для изменения плотности могут быть использованы:

- весы рычажные – плотномер;

- ареометр;

- пикнометр.

Весы рычажные – плотномер ВРП-1

Принцип работы ВРП-1 основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры.

Основные характеристики

диапазон измерения плотности бурового раствора:

- по верхней шкале, г/см³ от 0,8 до 1,6;

- по нижней шкале, г/см³ от 1,6 до 2,6;

- погрешность измерения, г/см³ ± 0,01.

Порядок работы

1 залить раствор в мерный стакан до верхней кромки и закрыть крышкой;

2 удалить излишки раствора, вытекшие через специальное отверстие;

3 установить подвижную часть на правую призму стойки;

4 передвигая вправо или влево подвижный груз, установить рычаг в положение равновесия и прочесть показания плотности раствора по верхней шкале;

5 если плотность раствора окажется большей, чем предел измерения по верхней шкале, то подвижную часть весов необходимо переставить на левую призму и провести измерение по нижней шкале;

6 после замера снять крышку, вылить раствор из стакана, промыть мерный стакан и крышку водой, протереть их насухо.

В начале каждой смены, а также по мере надобности, прибор необходимо калибровать чистой пресной (дистиллированной) водой при температуре (20±5)⁰С. При этом показания прибора должны быть равны 1 г/см³.

Ареометр АГ ЗПП

Основные характеристики:

- диапазон измерения при надетом калибровочном грузе, г/см³ от 0,9 до 1,7;

- диапазон измерения без калибровочного груза, г/см³ от 1,6 до 2,4;

- погрешность измерения, г/см³ ± 0,02;

- объём пробы раствора, см³ 78,5 ±1;

Порядок работы

1) при измерении плотности бурового раствора с помощью АГ-ЗПП может быть использована как пресная вода, так и минеральная;

2) при использовании пресной воды чистый мерный стакан заполнить буровым раствором, соединить с поплавком поворотом последнего до упора; тщательно обмыть стакан снаружи, погрузить его в ведро и сделать отсчёт удельного веса по основной шкале (по делению, до которого ареометр опустился в воду);

3) при использовании минерализованной воды делается поправка на её плотность, для чего необходимо заполнить мерный стакан водой и соединить его с поплавком; погрузить прибор в ведро с водой и оставить свободно плавать, деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузился в воду, покажет алгебраическую величину поправки; затем вылить минерализованную воду из стакана, заполнить его буровым раствором, погрузить в ведро и произвести отсчёт по основной шкале.

Плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды вычисляется по формуле:

 = _осн. +   ,

где  - плотность бурового раствора, г/см³;

_осн - отсчёт плотности, сделанный по основной шкале, г/см³;

  - алгебраическая величина поправки (отсчёт плотности,

сделанный по поправочной шкале), г/см³.

Определение условной вязкости

Условная вязкость УВ, с – величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определённого объёма бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.

Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВБР-1, который состоит из мерной кружки и воронки.

Основные характеристики:

• постоянная вискозиметра время истечения 500см³

• воды при температуре (20±5)⁰С, с - 15;

- погрешность постоянной вискозиметра, с - ± 0,5;

- вместимость воронки вискозиметра, см³ - 700;

- вместимость мерной кружки, см³ - 500.

Порядок работы:

1 промыть водой воронку вискозиметра и мерную кружку (при работе с растворами на водной основе);

2 закрыть отверстие трубки пальцем и налить в воронку через сетку испытуемый буровой раствор до перелива;

3 подставить мерную кружку под трубку вискозиметра и убрав палец, открыть отверстие трубки, одновременно включив секундомер;

4 в момент заполнения кружки раствором до краев остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем и прочесть показания секундомера;

после измерения кружку и воронку вымыть.

В начале каждой смены, а также по мере надобности, необходимо производить проверку водного числа вискозиметра. Время истечения 500 см³ чистой пресной (дистиллированной) воды при температуре (20±5)⁰С должно быть равным 15 с. Если значение будет больше 15 с, то трубку вискозиметра надо прочистить, если меньше – вискозиметр следует заменить.

Определение статистического напряжения сдвига

Статическое напряжение сдвига (СНС) , Па – величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящем буровом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.

Для измерения СНС могут быть использованы:

- прибор СНС – 3;

- ротационный вискозиметр ВСН-3.

Принцип работы этих приборов основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси.

Прибор СНС-2

Основные характеристики

Пределы измерений, Па (мг/см²):

- при диаметре нити 0,3 мм от 0 до 4 (от 0 до 40);

- при диаметре нити 0,4 мм от 0 до 10 (от 0 до 100);

- при диаметре нити 0,5 мм от 0 до 20 (от 0 до 200);

- основная приведённая погрешность измерения, % ± 3;

- допускаемая продолжительность измерения, с 60;

- частота вращения внешнего цилиндра, мин^-1 (об/мин.) 0,2 (0,2);

- питание электродвигателя от сети переменного тока напряжения, В 220.

Порядок работы:

- поместить подвесной цилиндр во внешней цилиндр и подвесить нить на пробку;

- тщательно перемешать пробу бурового раствора;

- залить раствор меркой, прилагаемой к прибору, в установленный на вращающемся столике внешний цилиндр, подвесной цилиндр при этом должен быть погружен в раствор точно до верхнего края;

- быстро установить «0» шкалы против риски указателя и пустить секундомер;

- через 1 мин. остановить секундомер и включить электродвигатель прибора;

- после остановки подвесного цилиндра произвести отсчёт угла закручивания нити;

- установить шкалу в нулевое положение, оставить раствор в состоянии покоя на 10 мин., затем снова включить прибор и замерить максимальный угол закручивания нити.

Статическое напряжение рассчитывается по формуле:

_1.10 = А ^. _1.10 ,

где _1.10 – статическое напряжение сдвига через 1 мин. и через

10 мин., Па (мг/см²);

А – коэффициент прибора, на котором проводятся измерения

(даётся в паспорте прибора);

_1.10 – угол закручивания, измеренный после 1 мин. и 10 мин.

покоя, град.

Определение показателя фильтрации

Показатель фильтрации Ф, см³/30 мин – величина, определяемая объёмом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Для измерения показателя фильтрации могут быть использованы:

– фильтр-пресс ФЛР-1;

– прибор ВМ-6;

– прибор ВГ-1М.

Принцип работы этих приборов основан на способности дисперсионной среды отфильтровываться под давлением из бурового раствора.

Фильтр-пресс ФЛР-1

Основные характеристики:

- предел измерения объёма фильтрата за 30 мин. при диаметре фильтра 75 мм, см³ - 120;

- погрешность измерения, см³ - ±0,5;

- давление фильтрации, МПа (кг/см²) - 0,7 (7);

- фактический диаметр фильтра, мм - 53;

- максимальное давление на входе в редуктор, МПа (кг/см²) - 15 (150).

Порядок работы:

- снять стакан, вывернуть крышку, сполоснуть их водой и вытереть;

- смочить водой фильтр, избыток воды удалить сухим фильтром (при работе с растворами на водной основе);

- отвернуть полностью регулировочный винт редуктора;

- завернуть пропускной клапан до упора;

- залить в стакан буровой раствор;

- установить уплотняющее кольцо, на него положить фильтровальную бумагу, сетку;

- закрыть стакан крышкой;

- установить стакан в рабочее положение поворотом его на бобышке на 90 град.;

- подставить под стакан измерительный цилиндр на 10 или 50 см³ в зависимости от предпринимаемого показателя фильтрации отвернуть вентиль баллона с газом;

- поворотом регулировочного винта редуктора по часовой стрелке устанавливать давление на выходе из редуктора 0,7 МПа;

• отвернуть винт пропускного клапана на 3,5 оборота и одновременно

включить секундомер;

- через 30 мин. завернуть винт клапана до упора и одновременно выключить секундомер;

- замерить количество фильтрата;

- закрыть вентиль баллона, снять стакан, вывернуть крышку убрать уплотнительное кольцо и вылить раствор;

- стакан, крышку, кольцо промыть и высушить.

Показатель фильтрации определяется по формуле:

Ф = 2V_Ф

где Ф – показатель фильтрации, см³ за 30 мин;

2 – отношение площади стандартного фильтра к площади фильтрации

фильтр – пресса;

V_ф – количество фильтрата, полученного на фильтр-прессе, см³.

Прибор ВМ-6

Основные характеристики:

- предел измерения при диаметре фильтра 75 мм, см³ - 46;

- погрешность измерения, см³ - ±0,5;

- фактический диаметр фильтра, мм - 53;

- давление фильтрации, МПа (кг/см²) - 0,1 (1);

- объём пробы бурового раствора, см³ - 120

Порядок работы:

- смочить кружок фильтрационной бумаги водой (при работе с растворами на водной основе) и положить его на решетку, которую вставить в нижнюю часть фильтрационного стакана бумагой внутрь;

- на решетку положить клапан с резиновой прокладкой и навернуть поддон;

- собранный стакан вставить в кронштейн, клапан туго завернуть винтом;

- залить подготовленный буровой раствор в стакан на 3 - 4 мм ниже края;

- навернуть напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном на стакан, сверху налить машинное масло;

- вставить плунжер в цилиндр и, приоткрыв спускную иглу, легким вращением подвести нулевое деление на шкале к отсчётной риске на втулке цилиндра;

- закрыть спускной игольчатый клапан, а клапан с резиновой прокладкой открыть, одновременно пустить в ход секундомер;

• через 30 мин. сделать отсчёт по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчётной риски);

• при открытии клапана с резиновой прокладкой может произойти резкое

- опускание груза на определённую величину, т.н. «скачок», значение «скачка» необходимо вычитать из полученного по шкале значения показателя фильтрации;

- после окончания измерения открыть спускную иглу, выпустить масло и опустившийся плунжер вынуть из цилиндра;

- игольчатый клапан закрыть, цилиндр отвернуть, масло слить в баллон, раствор вылить, отвинтить поддон, вымыть прибор, насухо вытереть его и собрать для следующего замера.

Определение толщины фильтрационной корки

Толщина фильтрационной корки измеряется линейкой.

Порядок работы:

- после определения показателя фильтрации вынуть из прибора фильтр с коркой,

- смыть с неё рыхлую часть слабой струёй воды и поместить корку на ровную пластину:

- измерить линейкой толщину фильтрационной корки.

Определение показателей стабильности и седиментации

Показатель стабильности С, г/см³ – величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени бурового раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность.

Показатель седиментации S, % – величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объёма бурового раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность бурового раствора.

Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2.

Для определения показателя седиментации используется стеклянный мерный цилиндр.

Цилиндр стабильности ЦС-2

Основные характеристики:

- вместимость цилиндра, см³ - 720;

- масса, кг - 0,36.

Порядок работы:

- влить пробу раствора в цилиндр 1 до края, предварительно тщательно перемешав её;

- установить заполненный цилиндр в спокойном месте, отметить по часам время и оставить его в покое на сутки;

через 24 часа открыть пробку, слить верхнюю часть пробы раствора вместе с отстоявшейся водой в кружку;

- тщательно перемешать слитый раствор и определить его плотность;

- закрыть отвод пробкой, тщательно перемешать оставшуюся в цилиндре нижнюю половину раствора и определить её плотность;

- при определении плотности ареометром АР-3ПП обязательно погружать его при всех измерениях в одну и ту же воду;

- вымыть цилиндр и вытереть насухо.

Показатель стабильности бурового раствора определяется по разности плотностей нижней и верхней половин раствора.

Стеклянный мерный цилиндр

Основные характеристики:

- вместимость, см³ - 100;

- цена деления, см³ - 1

Порядок работы:

- тщательно перемешанную пробу бурового раствора налить в цилиндр до 100-го деления по шкале;

- поставить цилиндр с раствором в спокойное место, отметить время и оставить на 24 часа;

- через 24 часа прочесть по шкале цилиндра отсчёт положения уровня раздела раствора;

- цилиндр вымыть и высушить.

Показатель седиментации бурового раствора находится по формуле:

S = 100 – V,

где S – показатель седиментации, %;

100 – вместимость мерного цилиндра, см³ %;

V – положение уровня раздела раствора, см³

3.2 Физико-химические свойства бентонитового глинопорошка и глинопорошка.

Природные глины состоят из смеси различных минералов и при­меси песка. Согласно техническим условиям (ТУ-1964) в глине, ис­пользуемой для приготовления промывочной жидкости, допускается содержание песка до 4,0%.

Глинистые минералы представляют собой кристаллические веще­ства, отличающиеся весьма малыми размерами кристаллов в форме пластинок толщиной 7-15*10^-7мм (7-I5A), По строению и химическо­му составу они очень близки к слюде.

По строению кристаллической решетки различают три основные группы глинистых минералов: группа монтмориллонита, близкая к ней группа иллитов (гидрослюды) и группа каолинита.

Наилучшими для приготовления буровых растворов являются гли­ны, содержащие большое количество монтмориллонита. Их называют «бентонитовыми». Характерная особенность таких глин - сильное на­бухание (при взаимодействии с водой объем бентонита увеличивается более, чем в шесть раз) и легкая диспергация в воде.

Глины каолинитового типа плохо разрушаются в воде и создают менее устойчивые буровые растворы. Иллитовые глины занимают про­межуточное положение.

Химический состав минералов групп монтмориллонита и каолини­та может быть выражен формулами

Кристаллические решетки глинистых минералов состоят в ос­новном из двух структурных единиц: глинозема и гидрата кремнезе­ма.

Одним из определяющих признаков глинистых минералов являет­ся отношение SlO₂: R_гO_3, где R-AL, Fе. Чем оно больше, тем сильнее проявляются гидрофильные свойства глинистых пород: они интенсив­нее набухают и разрушаются в воде.

В группах OH на поверхностях кристалликов глины связь меж­ду O и Н сильно полярна и атомы водорода могут отделяться под действием молекул воды. Следовательно, в воде глина ведет себя как кислота, отщепляющая ионы Н.

В природных глинах ионы Н на поверхности кристаллов в зна­чительной части заменены ионами металлов, обычно Ca» , My» и реже Na. Эти глины можно рассматривать как кальциевые, магние­вые или натриевые соли сложных алюминево-кремниевых кислот. Ио­ны металлов, находящиеся на поверхности кристаллов глины, весьма подвижны. В воде глина подвергается диссоциации (распадению на ионы). Катионы металлов отрываются от поверхности частиц глины, представляющих собой огромные анионы, но вследствие действия сильного электрического поля отрицательно заряженных ионов кисло­рода, остающихся на частицах, не отходят от них далеко, а образу­ют как бы облако положительно заряженных ионов.

С этим явлением поверхностной диссоциации связаны важные свойства глин: обменная емкость и электрический заряд их частиц в воде.

Обменной емкостью называется способность глин связывать оп­ределенное для каждой глины количество катионов, причем одни ка­тионы могут быть частично или полностью заменены другими в эквивалентных количествах. Обменная емкость глинистых минералов, выра­женная в милиграмм-эквивалентах на 100г глины:

– монтмориллонит от 60 до 100,

– иллит от 20 до 40,

– каолинит от 3 до 15

Миллиграмм-эквивалентом вещества называется число миллиграмм вещества, равное его эквиваленту, т.е. весовому количеству вещест­ва, соединяющемуся в химических реакциях с одной весовой частью водорода.

Свойства катионов различных металлов, входящих в обменный комплекс, оказывают большое влияние на набухаемость, а следова­тельно, и на диспергацию глин.

Глины состоят из отдельных кристаллических элементов, сло­женных как бы в беспорядочно-перемешанные пачки. При смачивании глины молекулы воды проникают между листочками, пластинками гли­ны и раздвигают, расслаивают их. Вследствие этого происходит увеличение объема глины - набухание ее. Расстояния, на которые могут быть раздвинуты элементарные кристаллы глины, определяются силами связи между ними, а силы связи, в свою очередь, зависят от, размера и валентности адсорбированных на частицах катионов метал­лов.

Чем меньше радиус адсорбированного на частичках иона метал­ла и больше его заряд, тем крепче связаны частички глины, тем ху­же набухаемость и диспергируемость ее в годе. Поэтому лучшими для приготовления глинистых растворов являются натриевые глины.

В большинстве случаев на буровых промывочные растворы приготовляют из глинистых порошкообразных препаратов, которые произ­водятся на специальных заводах.

Это, однако, не исключает применение местных комовых глин, разрабатываемых в карьерах, вблизи от скважин.

Основные преимущества применения бентонитовых глинопорошков

Технико-экономическими преимуществами бентонитсвых глино-порошков являются: облегчение и ускорение приготовления растворов, поскольку этот процесс может быть легко механизирован. Использование стандартного и высококачественного сырья позволяет снизить расход материалов в от 5 до 9 раз, получать растворы с заданными свойствами и легко их регулировать. Эти преимущества проявляются в большей мере при использовании бентони­товых глинопорошков с высоким выходом раствора до 18-25 м³/т, в то время как у обычных глин выход раст­вора от 2 до 3 м³/т. Замена низкосортных глин бентонитовыми позволяет уменьшить содержание твердой фазы в буровом растворе, что приводит к повышению показателей работы долот.