Водоотдача раствора регулируется полианионной целлюлозой, щелочность – бикарбонатом натрия. Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также концентрацию солей и щелочность раствора. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора. При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Качество промывочной жидкости является одним из ключевых факторов безаварийного строительства нефтяных и газовых скважин. В основе корректных расчетов потребности объема бурового раствора, связанных с ними отходов бурения и стоимости растворного сервиса.
Промывочные жидкости
Водоотдача в статических условиях. Тест на водоотдачу определяет относительную эффективность цементных смесей удерживать свою водную фазу либо отдавать пласту часть воды в виде фильтрата. Методы определения водоотдачи бурово-го раствора. В настоящее время в международ-ной практике существует два основных метода определения водоотдачи бурового раствора. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Единица измерения водоотдачи – см3/30 мин. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 (рисунок 28).
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
Ш интервал 1050 - 1700 м - сложен в основном глинами с прослоями алевролита, возможны небольшие обвалы стенок скважины. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины, водопроявления, разжижение бурового раствора. Возможны нефтегазопроявления, сужение ствола скважины. Сущность технологии основывается на поддержании определенной концентрации полимеров в зависимости от глубины скважины, по мере снижения коллоидальности глин, ступенчато наращивается концентрация полимеров в растворе.
Определение плотности раствора пикнометром —металлический сосуд известного обьема. Взвешивают сухой пикнометр, заполняют пикнометр раствором до верхнего края, очищают стенки и взвешивают. Статическое напряжение сдвига СНС — это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига принятовыражать в дПа. Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора. Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а так же ротационный вискозиметр. Принцип работы прибора основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами.
Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси.
По окончании работы смесителя резервуар очищают от осадка при помощи двухшарнирного гидравлического перемешивающего устройства 5. Образующаяся при очистке пульпа удаляется через люк 4. Гидромониторные смесители имеют высокую производительность и позволяют легко механизировать загрузку сырья. Исходное сырье для приготовления раствора подается в отсек А самосвалом или бульдозером но загрузочному трапу 1.
Для приготовления растворов из порошкообразных глин широко используют гидравлические мешалки ГДМ-1 рис. Такая мешалка состоит из воронки 1 для загрузки порошка, камеры смешения 4 с соплом 5, емкости 2 и сварной рамы 3, на которой смонтированы все элементы. К камере смешения насосом через сопло подается вода или глинистый раствор, плотность которого требуется увеличить под давлением 2-3 МПа. Порошок смешивается с жидкостью, а образующаяся пульпа поступает в емкость 2. При входе в емкость поток пульпы ударяется в специальный башмак; при этом происходит дополнительное диспергирование твердых частиц.
Гидравлическая мешалка ГДМ-1. По мере подъема суспензии вверх по емкости скорость ее движения уменьшается, крупные нераспустившиеся комочки выпадают на дно, а готовая суспензия сливается в циркуляционную систему буровой через выходную трубу в верхней части емкости. Осадок периодически удаляют через нижнюю сливную трубу. Глинистый раствор можно готовить непосредственно на буровой либо централизованно на глинозаводе, обслуживающем участок или район. Раствор, приготовленный на заводе, транспортируют либо по специально проложенным к буровым трубопроводам, либо в автоцистернах.
При разбуривании глинистых толщ раствор часто образуется непосредственно в скважине. В таких случаях целесообразно раствор, выходящий из скважины, пропускать через фрезерно-струйную мельницу для диспергирования еще не успевших распуститься частиц, а затем избыточный объем раствора сливать в запасные емкости, установленные на буровой. Этот раствор в дальнейшем используют при разбуривании неглинистых пород. Точно также рекомендуется пропускать через фрезерно-струйную мельницу выходящую из скважины естественную водную суспензию неглинистых пород, если ее предполагается использовать после соответствующей химической обработки в качестве промывочной жидкости. Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения.
Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств; вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители песко- и илоотделители , сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы эти механические устройства устанавливаются в строгой последовательности.
Возможны нефтегазопроявления, сужение ствола скважины. Сущность технологии основывается на поддержании определенной концентрации полимеров в зависимости от глубины скважины, по мере снижения коллоидальности глин, ступенчато наращивается концентрация полимеров в растворе. При обработке глинистого раствора, концентрация вводимых в гидромешалку полимеров на определенной ступени обработки в зависимости от интервала бурения должна: -вначале превышать концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора; -затем стабилизировать достигнутую концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора. После спуска технической колоны производится утяжеление исходного бурового раствора путем ввода расчетного количества утяжелителя.
Функциональные свойства буровых растворов ,методы их определения , приборы
Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине[ править править код ] Большинство буровых растворов при буровых операциях циркулирует по следующему циклу: Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбуривает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом. Буровой раствор поднимается по затрубу — кольцевому пространству между стенками скважины и бурильной трубой. На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведёт к вибрационному ситу. Сито состоит из ряда вибрирующих металлических ситовых панелей, которые используются для отделения раствора от шлама. Раствор протекает через ситовую панель и возвращается в отстойник.
Прибор Вика рисунок 29 состоит из цилиндрического стержня 1, свободно перемещающегося во втулке 5 и укрепленного на станине 8. Ось стержня перпендикулярна к плите 9 станины 8. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка 6. На стержне укреплен указатель 3, а на станине—шкала 4 с делениями от 0 до 40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2. В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера диаметром 10 мм.
С увеличением глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами газ, нефть, пластовая вода , минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико-химическим процессом. Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие температуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых растворов. Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при заканчивании и продавливании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами для предотвращения осложнений и оптимизации процесса бурения. Наибольшее влияние на качество бурового раствора, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодействуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором, рыхлых несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины. Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород. Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы.
Это особенно проявляется при включении центрифуг в работу системы очистки, так как в процессе их использования из бурового раствора удаляются не только частицы выбуренной породы, но и полезные частицы утяжеляющих материалов и мраморного кольматанта, а собственно коллоидная фаза не может быть удалена даже центрифугами без дополнительного химического усиления. Нами проведено определение содержания мраморного кольматанта в шламе, удаляемом центрифугами из KCl-полимерного бурового раствора, при реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов на Бахиловском и Северо-Варьеганском месторождениях. Определение содержания мраморного кольматанта в шламе и буровом растворе производилось по стандартной методике с помощью полевого манометрического карбонатомера. По этой причине включение центрифуг в работу системы очистки почти всегда представляется нецелесообразным, так как их работа приводит к снижению не только плотности бурового раствора, но и существенно искажает баланс компонентов в растворе, что приводит к повышению фильтрационных потерь промывочной жидкости и, как следствие, к неконтролируемым изменениям параметров раствора. В то же время необходимо понимать, что тотальный отказ от использования центрифуг требует концептуального изменения конфигурации системы очистки раствора в сторону увеличения количества вибросит или применения моделей с большей площадью ситовых панелей. ВЫВОДЫ В настоящее время в отрасли сложилась ситуация, при которой плановые и проектные показатели работы системы очистки не соответствуют практически достижимым значениям, а ключевые параметры методологически не регламентируются договорными отношениями между участниками процесса строительства скважины. Заложниками такой ситуации чаще всего становятся сервисные растворные компании, которым с одной стороны приходится производить приготовление дополнительного объема промывочной жидкости за свой счет, а с другой, как правило, к ним применяются штрафные санкции за сверхнормативный по отношению к проектному объем отходов бурения. Тем самым повышение «экономической эффективности» возлагается на плечи сервисных компаний, хотя проблема связана с качеством проектирования и формирования корректных в методическом плане договорных отношений со всеми участниками процесса бурения. Таким образом, можно утверждать, что в отрасли на данный момент сформировалась потребность в единой сопряженной проектной методике расчета требуемого объема промывочной жидкости и буровых отходов с изменением существующих нормативов по коэффициенту влажности шлама и эффективности системы очистки. Кроме того, такие качественные проектные решения требуют и особого исполнения в виде единого инженерного сервиса по контролю и реализации эффективной работы оборудования очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы и мониторинга объема буровых отходов. Литература 1. Bouse E. Bouse, J. Caracas, 1992. Алексанян Г. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Alum, Moses A. Alum, F. Abuja, 2011. Rupert J. Rupert, C. Padro, S. San Antonio, 1981. Blattel, Steve R. Blattel, J. New Orleans, 1982. Beck F. Beck, J. Amsterdam, 1995. Черныш В. Петров Н. Hughes, T. Jones, P.
Для чего необходимо замерять плотность бурового раствора условную вязкость водоотдачу
Водоотдача бурового раствора — это способность раствора эффективно отводить образующиеся при бурении воду и газы. Уровень водоотдачи напрямую влияет на производительность и безопасность бурения. произвольно заданный объем промывочной жидкости, а водоотдачу определяют по мере углубления скважины по разности объемного содержания свободной воды в промывочной жидкости на входе в разбуриваемый продуктивный пласт и на выходе из него. Таким образом, для определения действительного показателя фильтрации необходимо иметь прибор с механизмом регулирования давления, скорости циркуляции бурового раствора, его температуры. Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора. При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления вскрытого пласта. Водоотдача бурового раствора — это один из важнейших параметров, определяющих его эффективность при бурении скважин. Водоотдача характеризует способность раствора удерживать или отдавать воду при контакте с пористыми породами. на 5 10 %. Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению.
Памятка молодому инженеру по буровым растворам
показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый. Работает в составе комплекса оборудования для приготовления раствора и его очистки. Вертлюг — через него промывочный раствор от насоса попадает в буровую колонну. Устройство крепится на крюке в верхней части вышки. Определение плотности бурового раствора может быть осуществлено взвешиванием измеренного объема и последующим делением массы на объем. Определение параметров посредством рычажных весов происходит в определенном порядке. Водоотдачу определяют по формуле. Измерение водоотдачи прибором УДН-2.
Стабильность бурового раствора
| Промывочные жидкости | это объем воды (в см3), отфильтровавшейся из раствора через фильтр диаметром 75 мм в течение 30 мин. Водоотдачу определяют двумя путями: измерением. |
| Оценка методов расчета объема бурового раствора при проектировании нефтяных и газовых скважин | Работает в составе комплекса оборудования для приготовления раствора и его очистки. Вертлюг — через него промывочный раствор от насоса попадает в буровую колонну. Устройство крепится на крюке в верхней части вышки. |
| RU2066684C1 - СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОДООТДАЧИ БУРОВОГО РАСТВОРА - Яндекс.Патенты | показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм. |
| RU2066684C1 - СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОДООТДАЧИ БУРОВОГО РАСТВОРА - Яндекс.Патенты | Диаметр плунжера и вес его с грузом подобраны таким образом, что в процессе замера водоотдачи глинистый раствор в приборе находится под избыточным давлением 0,1МПа. Рис. 1. Прибор ВМ-6. |
| ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ | Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что через определенное время из системы циркуляции отбирают заданное количество проб и выполняют измерения с помощью приборов и устройств. |
Влияние водоотдачи бурового раствора на процессы бурения
| Буровые растворы для скважин | | Зная плотность бурового раствора, можно определить давление, которое оказывает буровой раствор на пласты, залегающие на различных глубинах. Это давление называется гидростатическим и в любой точке скважины определяется уравнением. |
| Буровой раствор — Википедия | 2) Полимеры (растительные полимеры); синтетические полимеры (смолы)). Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него определенных химических веществ с целью улучшения свойств без существенного изменения плотности. |
| ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ | показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм. |
| Раздел 7. Промывочные жидкости для строительства скважин (стр. 24 ) | Контент-платформа | Определить водоотдачу можно с помощью специального оборудования. Процедура происходит следующим образом: в специальный фильтрующий стакан с клапаном наливается раствор. Затем, на него(стакан) накручивается цилиндр. |