Контроль пластового давления

БУРОВОЙ РАСТВОР КАК НДС

Буровой раствор – сложная полидисперсная система, обладающая тиксотропной структурой, особенности которой обуславливают его технологические свойства, главные из которых – структурно-механические и фильтрационные. Управление этими свойствами в основном сводится к изменению физико-химического состояния бурового раствора.

Развитие науки о буровых растворах последовательно отражает постановку и решение наиболее существенных проблем, выдвигаемых практикой бурения. В начале решалась главным образом задача обеспечения устойчивости стенок скважины, что послужило основанием разработки систем бурового раствора как дисперсной системы, в результате чего были созданы ингибированные (соле-, термостойкие и термосолестойкие) буровые растворы. С целью управления процессом взаимодействия раствора со стенкой скважины и шламом, были разработаны ингибирующие и недиспергирующие системы требуемой термостойкости, работающих при температурах свыше 150⁰С. Практически важные выводы получены при изучении механизмов массопереноса между скважиной и пластом. При положительном перепаде давления, приводящем к кольматации стенок скважины и отфильтровыванию в пласты дисперсионной среды бурового раствора, всегда наблюдаются осложнения в виде прихватов инструмента осыпания и кавернообразования. Применение ингибированных буровых растворов позволило предотвращать осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок скважины.

Буровой раствор – важнейший элемент технологии бурения, в значительной мере определяющий стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Однако главное – то, что его свойства и режимы течения являются основными управляющими факторами в процессе бурения скважин.

Современный роторный и турбинный способы бурения предполагают циркуляцию бурового раствора в скважине. По технологической необходимости или организационным причинам циркуляция может прерываться, в результате чего раствор остается в покое и должен за весь этот период сохранять свои реологические свойства.

Поэтому к буровым растворам предъявляют ряд требований, обуславливающих как их качество, так и функциональное назначение.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

1) быть экологически безопасным, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы ( растворение, диспергирование ) в его состав и удерживать во взвешенном состоянии породу;

2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

3) обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов;

4) создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

5) выносить шлам на поверхность, освобождаясь от него на очистных устройствах;

6) передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;

7) облегчать спуско-подъемные операции;

8) обеспечить возможность проведения геофизических исследований.

В процессе бурения раствор подвергается влиянию различных факторов. Наибольшее влияние оказывают дисперсные породы, такие как глинистые, которые, активно взаимодействуя с дисперсионной средой бурового раствора, диспергируются в нем, повышая концентрацию твердой фазы и, как следствие, структурно-механические показатели. В свою очередь, фильтрат бурового раствора, проникая в глинистые породы, слагающие стенки скважины, обусловливает их набухание и потерю устойчивости.

Именно поэтому циркуляционную систему скважины можно рассматривать или использовать как реактор для протекания физико-химических процессов в буровом растворе.

Кроме того, «идеальный» буровой раствор, кроме отмеченных выше требований, должен быть термо-, баро- и солеустойчивым в широком диапазоне высоких температур, давлений и минерализации; инертным по отношению к разбуриваемым породам, препятствуя накоплению последних в нем; предельно диспергированным; приемлемым по составу дисперсионной среды для проведения геофизических исследований экологически безвредным.

В состав бурового раствора целесообразно включать минимум компонентов, эффективность которых обеспечивается при малых концентрациях в течение длительного срока, а технология его приготовления должна быть энергосберегающей.

Исследование закономерностей образования и деформирования дисперсных систем, а также управления ими является предметом новой области знания – физико-химической механики, созданной трудами акад. П.А.Рединбера и его школы. Эта наука позволяет изучать с единых позиций проблемы реологии, молекулярной физики, механики материалов и поверхностных явлений в дисперсных системах.

Свойствами буровых растворов, исходя из коллоидно-химических представлений, можно управлять, изменяя:

-Концентрацию, дисперсность и фракционный состав дисперсной фазы

(глина, утяжелитель, наполнитель, нефтепродукты );

-Энергию взаимодействия частиц дисперсной фазы с дисперсионной средой;

-Энергию взаимодействия (тип контактных взаимодействий) частиц дисперсной фазы, образующих пространственную решетку коагуляционно-тиксотропных структур );

-Тип сопряженной пространственной коагуляционно-тиксотропной структуры.

Задача технолога- управлять этим состоянием с учетом режимов и условий течения в скважине, не допуская чрезмерного загустевания или потери стабильности в результате коагуляционного разжижения. Низкое качество буровых растворов как структурированных дисперсий или неконтролируемое изменение их структурно-механических и фильтрационных свойств под воздействии внешних факторов обусловливает ухудшение технико-экономических показателей бурения, крепления и вскрытия скважин, а также возникновения различных осложнений.

Структурно-механические и фильтрационные свойства буровых растворов – не только главные характеристики их технологического качества, но и отражают коллоидно-химическое состояние этих дисперсий. Показатели этих свойств являются интегральными характеристиками происходящих в них коллоидно-химических процессов. На их регулирование ( исключая затраты на утяжелитель ) используют основную массу реагентов и материалов.

По П.А.Рединберу, факторы устойчивости диперсий, препятствующие сближению частиц, в порядке возрастания эффективности следующие:

1) наличие двойного электрического слоя;

2) возникновение на поверхности частиц стабилизирующей адсорбционной пленки ПАВ, являющейся структурно-механическим барьером между частицами (характерно для буровых растворов ).

В буровых растворах, представляющих собой многокомпанентные фазово-неоднородные системы, весьма часто возникают, как показал Н.Н.Круглицкий, сопряженные структуры. Причиной этого могут быть шихтование глин, введение новой высокодисперсной фазы, например утяжелителя, образование такой фазы в самой системе, добавление высокомолекулярных реагентов типа КМЦ, акриловых полимеров, растворы которых обладают свойствами неньютоновских жидкостей.

К числу основных факторов, определяющих состояние бурового раствора и практически влияющих на его технологические свойства, следует отнести содержание и характеристики глин и утяжелителей.

Глина – основной структуро- и коркообразующий компонент бурового раствора. Суспензия глины может рассматриваться как буровой раствор для неосложненного бурения или как основа приготовления более сложных систем.

Особенности структурообразования в растворах в основном зависят от кристаллохимического строения глинистых минералов и определяются их важнейшими коллоидно-химическими свойствами: дисперсностью, гидрофильностью, сорбционной активностью, ионообменной способностью, набуханием и т.п.

ФУНКЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Независимо от производимых работ у бурового раствора около 10 функций. Бурраствор должен выполнять следующие функции:

1) создавать на стенки скважины противодавление;

2) предотвращать обвал стенок скважины;

3) создавать на стенках скважины тонкую, плотную корку;

4) очистить забой от выбуренных частиц породы;

5) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии при остановке промывки;

6) выносить выбуренную породу на поверхность;

7) охлаждение и смазка долота и бурильной колонны;

8) снижать риск кольматации продуктивного пласта;

9) позволять производить оценку параметров продуктивного пласта;

10) снижать коррозию бурильной колонны.

При каротаже во время бурения бурраствор должен позволять делать оценку возраста горных пород.

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПЛАСТА

В проницаемых пластах жидкая часть бурраствора (фильтрат) проникает в пласт. Твердые частицы остаются в виде глинистой корки.

Загрязнение пласта зависит главным образом от фильтрационных характеристик раствора. Глинистая корка может повлиять на проницаемость продуктивного пласта. Фильтрат тоже может проникать в пласт, создавая зону непроницаемую для пластового флюида.

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА

Итак, мы рассмотрели функции свойства бурраствора. Следующий шаг это изучение химического состава при работе со специальными добавками. Для того чтобы все это лучше понять, необходимо изучить химический состав бурраствора.

Бурраствор состоит из смеси жидкостей, твердых частиц и, иногда, газов. Обычно мы говорим о них как о жидкой и твердой фазе. В большинстве растворов присутствуют по крайней мере две фазы. Исключение составляет только газ в бурении с очисткой забоя воздухом и жидкость в проведении испытании на соляном растворе.

Давайте посмотрим на некоторые фазы:

1) Газообразная фаза (Gaseous Phase)

Это может быть непрерывной фазой при бурении с очисткой забоя воздухом или прерывистой фазой при бурении с промывкой пенообразным материалом. В этом случае газ, чаще всего воздух, содержится в пене в виде пузырьков.

2) Жидкая фаза (Liquid Phase)

Так же, как и газообразная, жидкая фаза может быть непрерывной или прерывистой. В любом случае, жидкая фаза достигается следующим образом:

а) Основная жидкость

Напр. Вода

Сырая нефть

Диз.топливо

Нефть с парафином

б) продукты, растворенные в основной жидкости.

Это могут быть продукты бурраствора, добавленную в основную жидкость для изменения ее качеств. Например:

Соли для плотности

Соли для ингбирования

Химикаты для щелочности

Битум для вязкости

Также, в бурраствор могут попасть растворимые породы в результате взаимодействия бурраствора и пласта.

Соли из соляных разрезов

Ионы от взаимодействия с глиной

Все растворимые твердые частицы тем или иным образом изменяют свойства бурраствора.

3) Твердая фаза (Solids Phase)

В отличии от двух предыдущих фаз, твердая фаза всегда прерывистая. Она состоит из:

а) Продукты бурраствора, добавленных в раствор. Это могут быть активные частицы, реагирующие с основной жидкостью для придания определенных свойств бурраствору (например предварительно гидратированный бентонит для придания вязкости). Могут быть инертные частицы, не вступающие в реакцию.

б) Выбуренные твердые частицы из пласта. Так же, как и продукты бурраствора, выбуренные частицы могут быть активными и инертными, т.к. некоторые пласты реагируют с бурраствором, а некоторые нет.

СОЛЯНЫЕ РАСТВОРЫ

Соляные растворы используются при завершении скважины и её ремонте, когда важно достигнуть наименьшего содержания твердой фазы. Они иногда используются при бурении разведочных и оценочных скважин на этапе испытаний; для их эффективного использования они должны быть механически отфильтрованы перед применением.

Буровые растворы, состоящие главным образом из хлорида калия для уменьшением гидратации глины, или хлорида натрия для уменьшения размывания соляных пластов, иногда называются соляными растворами.

Хлорид кальция, бромид кальция и бромид цинка иногда используются в качестве основных элементов соляных растворов. Простым смешиванием этих трёх солей можно достичь плотности 1300 кг/м³. Вязкость раствора достигается добавлением полимеров типа НЕС или полисахарида.

ЭРОЗИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Эрозия ствола скважины из-за химических и физических реакций может привести к трудностям, связанным с оценкой каротажной диаграммы, цементажом, прихватам и затяжкам. Физическая эрозия может быть сведена к минимуму с помощью прокачивания бурраствора по затрубному пространству с небольшой скоростью. Химическая эрозия зависит от химической реакции между раствором и породой. Бурение массивного пропластка соли при помощи раствора на пресной воде является наиболее ярким примером нежелательной хим. реакции. Другим примером может послужить бурение трудного глинистого сланца при помощи не совместимого с ним бурраствора.

РН и ЩЁЛОЧНОСТЬ БУРРАСТВОРА

рН бурового раствора указывает на относительную кислотность и щелочность. На шкале рН диапазон кислотности может быть от ниже единицы до чуть выше семи, а диапазон щелочности – от 7 до 14. РН 7 – нейтрален. Буровые растворы почти всегда щелочные, с характерным диапазоном рН от 9.0 до 10.5; Однако растворы с высоким рН могут иметь диапазон о 12.5 до 13.0. рН бурового раствора влияет на дисперсность глин, растворяемость различных материалов реагентов, коррозию стальных материалов и реологические свойства раствора.

Существует 2 осноных способа определения рН бурраствора. Коллориметрический способ основан на эффекте, производимом добавками и щелочами на цвет определенных химических индикаторов, нанесеных на полоски специальной бумаги. Индикаторные полоски кладутся на поверхность бурраствора, и появившийся цвет сравнивается со стандартной таблицей. Электрометрический способ основан на напряжении, образующемся между специальными электродами, погруженными в бурраствор (рН-метр). Последний способ более точный; однако требует использования рН-метра.

Из-за того, что шкала водородного показателя логарифмична, при больших величинах значения водородного показателя становятся довольно неточными. Для таких случаев предпочтителен более прямой метод измерения щелочности. В небольшое количество фильтрата добавляется несколько капель индикаторного раствора. Появляется розовый цвет. При помощи пипетки измеренный объём стандартной добавки смешивается с пробой до тех пор, пока цвет не переменится из розового в естественный цвет фильтрата. Требуемый объём кислоты, поделенной на объём пробы есть Pf – фенолфталеиновая щелочность фильтрата.

ФАЗЫ БУРРАСТВОРОВ

Бурраствор – это типичная суспензия тверды веществ (возможно и жидкостей или газов, находящихся в жидкости). Взвешиваемая жидкость называется непрерывной фазой раствора. Взвешенные частицы твердых веществ или глобулы текучей среды образуют прерывистую фазу раствора, К примеру, вода – это непрерывная фаза, а глина – это прерывистая фаза в глиняно-водяном растворе. Обратной эмульсии раствора нефть – это непрерывная фаза, а глобулы воды – прерывистая фаза.

Непрерывная фаза бурраствора всегда жидкая. Тверды вещества, жидкости и газы могут присутствовать в прерывистой фазе.

ОСНОВНЫЕ ХИМИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ

Концентрацию твердых частиц в буррастворе можно контролировать с помощью механического оборудования для удаления частиц или разбавлением водой. Однако, фаза воды более сложная, и для поддержания ионного баланса требуются более сложные механизмы.

Контроль ионного баланса фазы воды сложен потому, что химические тесты воды по своей природе полуколичественные. Таким образом, всегда возникает вопрос, на сколько важны результаты. Большинство химических тестов дает анализ, достаточный для описания поведения бурраствора с химической точки зрения. Тем не менее, иногда кажется, что есть химический дисбаланс, в то время, как химические тесты показывают отсутствие проблемы. Такое обычно случается при анализе карбонатов и бикарбонатов, и основанием несоответствий тестов может стать щелочная среда, в которой они находятся.

Если щелочность бурраствора являлась только свойством гидроксильных ионов, было бы намного легче связать химические тесты с желаемой вязкостью, водоотдачей, ингибицией, коррозией растворимостью органических разбавителей. Однако такое редко случается в буррастворе, и химия бурраствора становится сложнее.

ВОДОРОДНЫЙ ПОКАЗАТЕЛЬ.

Водородный показатель измерят концентрацию ионов водорода, и относится к щелочности с помощью уравнения: Н₂О=Н⁺+ОН^-.

Химический баланс работает таким образом, что реакция ионизации и обратная реакция протекают непрерывно. В пресной воде равная концентрация ионов водорода и гидроксила одинакова и составляет 0,0000001 (10^-7) молей на литр.

Водородный показатель определяется как отрицательный логарифм концентрации ионов водорода (Н⁺). Водородный показатель пресной воды равен 7,0. В любом водном растворе продукт концентрации ионов водорода (Н⁺) и гидроксила (ОН^-) это константа К_w.

К_w = (Н⁺) · (ОН^-) = 10^-14

Когда концентрация ионов водорода повышается, концентрация ионов гидроксила должна уменьшаться. Итак, хотя водородный показатель измеряет количество ионов водорода, он обратно пропорционален концентрации ионов гидроксила.

Отметим, что шкала водородного показателя отрицательна и логарифмична, и имеет деления от 0 до 14. Возрастание по шкале водородного показателя означает снижение концентрации ионов водорода. Изменение на одно деление по шкале водородного показателя означает возрастание или снижение концентрации на 10. Когда Водородный показатель ниже 7.0, раствор кислотный, т.к. ионов водорода больше, чем ионов гидроксила. Водородный показатель может быть связан с фенолфталеиновой щелочностью (Рf) следующим образом:

РН Pf

8.0 Tr

8.5 0.1

9.0 0.25

9.5 0.3

10.0 0.5

10.5 0.7

11.0 0.8

11.5 1.0

12.0+ 3.0

12.5+ 5.0

13.0+ 7.0

Это соотношение не всегда правильное, т.к. могут вмешаться тормозящие агенты. Если в системе присутствует большое количество натрия, сульфата, хлорида или других ионов, водородный показатель для данного Pf может быть ниже.

Значение водородного показателя можно измерить электрометрически, с помощью измерителя рН со стеклянным электродом. Однако, наиболее распространенный метод – это тест с бумажными полосками для измерения рН цветометрически.

1. Для фильтрата, поместите каплю фильтрата на небольшую бумажную полоску. Сравните цвет с контрольным справочником и установите водородный показатель.

2. Для бурраствора, поместите полоску бумаги длиной 1 дюйм на образец бурраствора. Через 30 секунд сравните цвет с контрольным справочником и установите водородный показатель.

Практически во всех буррастворах водородный показатель должен быть больше 7.0. При более высоком водородном показателе снижается коррозия. При щелочном водородном показателе обычно требуются разбавители. С более высоким водородным показателем снижается эффект загрязнения.

Водородный показатель контролируется таким же способом, как и Pf. В большинстве диапазонов водородного показателя , Pf является наиболее точным способом измерением ионов гидроксила.

ЩЕЛОЧНОСТЬ.

Щелочность может быть классифицирована в соответствии с источником. Обычно она возникает из-за ионов гидроксилов вследствие обработки каустической соды.

NaOH= Na⁺+ OH^-

Буровой цемент или известь отдают ионы гидроксила вследствие ионизации

Са(ОН)₂=Са²⁺ +2ОН^-

Другим источником активных гидроксильных ионов может быть ионизация вследствие обработки бурраствора кремнием.

Na₂SiO₃ + H₂O = 2Nа⁺ +SiO^2- + 2OH^-

Эти первичные источники щелочности выделяют активные ионы гидроксила в бурраствор.

Существуют другие источники, которые могут сказаться на щелочности при определенных обстоятельствах. Если присутствуют ионы карбоната, они могут реагировать с водой и выделять ионы гидроксила.

1. СО^2- + Н₂О = НСО₃^- + ОН^-

В дальнейшем бикарбонат НСО3- может реагировать далее:

2. НСО^-3 + Н₂О = Н₂СО₃ + ОН^-.

Эти реакции происходят обычно тогда, когда водородный показатель снижен до такого предела, что произведенные ионы гидроксила мгновенно реагируют с ионами водорода. При титровании со стандартным раствором добавок (1) реакция начнется, когда водородный показатель снизится до 11,5; реакция (2) начнется при рН 8.3. Так как для реакции с СО₃^2-и НСО₃^-используется дополнительное количество кислоты, раствор как бы заторможен. Для нейтрализации результатов заторможенного раствора при высокой щелочности применяется дополнительное количество добавок. Участие вышеуказанных реакций в общей щелочности называется карбонатной и бикарбонатной щелочностью.

Нерастворенные в буррастворе ионы гидроксила образуют ещё один тормозящий агент.

Сейчас существует несколько способов измерения щелочности бурраствора: Рf, Мf и Рм измеряются определением количество стандартного кислотного раствора, необходимого для нейтрализации присутствующей щелочности. Измерение этого количества может указать на тип и источник щелочности.

ИСТИННЫЕ ЖИДКОСТИ

У некоторых жидкостей касательное напряжение прямо пропорционально скорости сдвига. Такие жидкости называются истинными (ньютоновскими). Вода это истинная жидкость, так же, как и соляровое масло и глицерин.

Математически истинные жидкости отвечают уравнению:

Касательное напряжение = м * скорость сдвига.

Где м – некая константа.

контроль пластового давления - student2.ru

контроль пластового давления - student2.ru м

рис.1 рис.2

На рис.1: отношение касательного напряжения и скорости сдвига ля истинных жидкостей.

На рис.2: отношение вязкости и скорости сдвига для истинных жидкостей.

График этого выражения выгляди как прямая, проходящая через начало отсчета (рис.1). Наклон прямой это м.

Вязкость жидкости определяется касательным напряжением, деленным на скорость сдвига. Таким образом, вязкость жидкости, описанной в предыдущем уравнении это м. Вязкость истинной жидкости постоянна. Если мы показываем её на графике как функцию скорости сдвига, то получим горизонтальную прямую.

СТРУКТУРНАЯ ВЯЗКОСТЬ

Структурная вязкость обычно описывается как часть сопротивления течению, вызванная механическим трением.

Главным образом на нее влияют:

1. Концентрация твердых частиц;

2. Размер и форма тверды частиц;

3. Вязкость жидкой фазы.

Твердая фаза это главная забота технолога по буррастворам. Возрастание структурной вязкости обычно означает возрастание объёма твердых частиц, уменьшение их размера, или и то, и другое. Любое возрастание общей поверхности твердых частиц означает повышение структурной вязкости. При разломе твердой частицы пополам, образуются 2 частицы с большей общей поверхностью, чем первоначальная. У плоской частицы поверхность больше, чем у сферической такого же объёма. В большинстве случаев, повышение структурной вязкости вызвано повышением процентного содержания твердых частиц.

Некоторые частицы добавляют в бурраствор специально. Бентонит, например, хорош для вязкости и контроля водоотдачи, а барит необходим для веса. В принципе твердые частицы неблагоприятно влияют на бурраствор.

Есть 3 способа контроля твердых частиц:

1. Растворение

2. Отстаивание

3. Механический контроль

ПРЕДЕЛ ТЕКУЧЕСТИ

Предел текучести это часть силы сопротивления текучести, вызванной силой притяжения частиц. Это сила притяжения вызвана электрическими зарядами на поверхности частиц, присутствующей в жидкой фазе. Величина этой силы вызвана:

1. Типами частиц и их поверхностными зарядами

2. Количеством частиц

3. Ионной концентрацией солей, содержащейся в жидкой фазе бурраствора

Чрезмерный предел текучести может быть вызван несколькими причинами. Столкновение с такими загрязнителями, как соль, цемент или ангидрит, заставляет частицы глины флокулировать. Размалывание и разрыв (например, у долота и засыпной воронки) разбивают частицы, высвобождая больше зарядов. Возрастание концентрации частиц вызывает повышение количества зарядов и уменьшает расстояние между частицами.

Для снижения предела текучести могут добавляться химикаты для нейтрализации поверхностных зарядов. Если возрастание предела текучести вызвано флокуляцией частиц глин ионами кальция, ионы, вызвавшие флокуляцию, могут быть удалены в виде осадка. Загрязнения солью можно избежать только разбавлением водой или добавлением достаточного количества химикатов для нейтрализации лишних поверхностных зарядов.

Возрастание предела текучести можно достичь добавлением хорошего загустителя. Также возрастание предела текучести может вызвать любой флокулянт; небольшое количество извести, например, добавленное в бурраствор на пресной воде, содержащий достаточное количество гидратированного бентонита или другие глины, произведет флокуляцию и повысит предел текучести. Однако важно помнить, что флокуляция может иметь нежелательные эффекты на контроль водоотдачи, давлении циркуляции и прочность геля.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СВЕДЕНИЯ

МАССА РАСТВОРА (ПЛОТНОСТЬ)

Пластовые давления уравновешиваются гидростатическим давлением бурраствора. Гидростатическое давление – это действие глубины и плотности бурраствора (или масса бурраствора). Масса раствора равна массе поделенной на единицу объёма, и может выражаться фунтами на галлон (ppg), фунтами на фут^3 (pcf), удельной массой (sg), или килограммами/метр^3 (kg|m^3). Масса раствора может определяться градиентом давления (давление на единицу глубины) в фунтах на квадратный дюйм поделенных на фут (psi/ft), или килоПаслями на метр (kp/m).

Вес бурраствора определяется при помощи весов для определения плотности бурраствора. Весы состоят из чашки (с крышкой), подвешенной на конце измерительной шкалы. Чтобы сбалансировать чашку с раствором, скользящий груз можно двигать от или к призматической опоре. Потом вес считывается точно.

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Измерение реологических свойств бурраствора важно для вычисления потери напора от трения, для определения способности раствора поднимать шлам на поверхность, для анализа загрязнения раствора твердыми частицами, химикатами или температурой, для определения изменений давления в стволе скважины во время спускоподъёмных операций. Вязкоть и прочность геля – важные реологические свойства.

ВИСКОЗИМЕТР МАРША

Вискозиметр Марша то простой рабочий инструмент для получения представления о вязких свойствах бурраствора. Фактическая скорость сдвига и соответствующее касательное напряжение меняются при падении уровня жидкости в вискозиметре. Рассчитанная во времени скорость потока (сек\кварт) измеряет среднее отношение касательного напряжения к скорости сдвига. Результат называется вязкостью по вискозиметру Марша (условной вязкостью). Она относится к вязкости, обсуждаемой выше, и ее возрастание вызывает возрастание кажущейся вязкости.

Условная вязкость полезна, т.к. Она указывает на состояние бурраствора, и это в состоянии понять любой из персонала буровой установки. Однако, для вязкопластичных жидкостей информация, полученная по вискозиметру Марша, не полная и не дает полной картины реологии жидкости.

ИЗМЕНЕННЫЙ СТЕПЕННОЙ ЗАКОН

Степенной закон имеет недостаток, т.к. не принимает во внимание предел текучести. В действительности, большинство буррастворов обладают пределом текучести – определенная величина внутреннего сопротивления должна быть преодолена, чтобы жидкость текла. Измененный степенной закон отличается от степенного тем, что учитывает положительны предел текучести G.

Измененный степенной закон немного более сложный, чем другие модели. Однако, он наиболее приблизительно близок к реальному реологическому поведению большинства буррастворов.

ВМЕСТИМОСТЬ И ВОДОИЗМЕЩЕНИЕ

Вместимость трубы, ствола скважины, затрубного пространства, или емкостей для бурового раствора – это объём удерживаемого бурового раствора на единицу длины, высоты или глубины. Вместимость зависит от площади поперечного сечения. Вместимость трубы определяется ее внутренним диаметром; также вместимость затрубного пространства определяется диаметром ствола скважины и наружным диаметром трубы. Вместимость меняется при изменении диаметра ствола скважины или трубы.

Водоизмещение труб равняется объёму бурового раствора на единицу длины, вытесненного, когда труба спущена в раствор. Это относится к объёму метала трубы, и определяется ВД, НД и бурильными замками трубы (если есть).

Объём традиционно выражается в бареллях. Нефтяная баррель эквивалентна 42 американским баллонам (42 гал.), 5.6 кубическим футам (5.5 фут³) и 0.159 кубически метрам (0.159 м³). Перевод в кубические футы на фут (фт3/фт) или кубические метры на метр (м³/м) может быть произведен используя следующий коэффициент – 1 баррель на фут = 5.6 фт³/фт и 1 баррель на метр = 0.52 м³/м.

Водоизмещение утяжеленных бурильных труб может быть найден с помощью формулы, которая дана в таблице; но из-за воздействия замковых соединений, водоизмещение бурильной трубы следует брать из таблицы. Если вместимость о водоизмещение туб могут быть определены с некоторой точностью, то расчет вместимости ствола скважины и затрубья представляют большие трудности. Диаметр необсаженной части скважины, или части ствола скважины, не закрепленной обсадными трубами никогда не известен точно. Очень трудно определить появление таких факторов, как химическая или физическая эрозия, отложение глинистой корки на стенках ствола скважины, возможность набухания пласта. В обычной практике используют диаметр долота как эквивалент диаметра ствола скважины и округляют константу 1.030 до 1.000. Из этого выводится практическое правило: квадрат диаметра долота дает вместимость скважины в баррелях на 1000 футов.

Таблица. Формулы: Водоизмещение и вместимость в баррелях на фут.
Вместимость участка D₁₂ствола (колонна бурильных 1030 труб вне скважины). Вместимость интервала D₃₂трубы или УБТ 1030. Водоизмещение интервала D₂₂– D₃₂участка УБТ 1030 Вместимость интервала D₁₂– D₂₂затрубного пространства 1030	D₁ = диаметр ствола скважины (или ОК) ВД, дюймы. D₂ = НД трубы (или УБТ), дюймы. D₃= ВД трубы (или УБТ), дюймы.
Вместимость прямоугольной LW ёмкости бурраствора 5.6 Вместимость вертикальной D2 цилиндрической емкости 7.1 бурового раствора	L = длина, в футах W = ширина, в футах D = диаметр, в футах

ОБЪЁМ.

Объём определяется формулой:

Объём = вместимость* высота.

При вместимости, выраженной в литре на метр и высоте в метрах, объём измеряется в литрах.

Емкости бурового раствора. Объём бурового раствора в емкости является произведением вместимости емкости и высоты бурового раствора. Объём удерживаемого бурового раствора, с другой стороны, является произведением вместимости емкости и его высоты.

БАЛАНС МАССЫ.

Буровой раствор является смесью. Вес смеси это сумма веса составляющих материалов. Например, если 700 литров сухой глины с плотностью 2.4 кг/л. смешать с 2000 л воды плотность. 1.00 кг/л.:

700 * 2.4 + 2000 * 1.00 = 3680 кг.

Плотность раствора: