«Функциональные свойства буровых растворов и методы их определения»



страница1/5
Дата27.05.2016
Размер0.77 Mb.
  1   2   3   4   5
4 ТЕМА: «Функциональные свойства буровых растворов и методы их определения»

Вопросы для изучения:

4.1 Плотность буровых промывочных жидкостей;

4.1.1. Определение плотности раствора ареометром АБР-1;

4.1.2 Определение плотности раствора рычажными весами

ВРП-1;

4.1.3 Определение плотности раствора пикнометром;


4.2 Структурно-механические свойства;

4.2.1 Определение статического напряжения сдвига на приборе СНС–2;

4.2.2 Определение СНС на ротационном вискозиметре ВСН-3;

4.2.3 Определение СНС на вискозиметре FANN;


4.3 Реологические свойства промывочных жидкостей;

4.3.1 Определение динамического напряжения сдвига, пластической и эффективной вязкости;

4.3.1.1 Определение hпл, t0, hэф на ротационном вискозиметре ВСН-3;

4.3.1.2 Определение hпл, t0, hэф на 8- и 12-скоростном вискозиметре FANN;

4.3.2 Определение условной вязкости вискозиметром ВБР-1;

4.3.3 Определение условной вязкости с помощью воронки Марша;


4.4 Фильтрационные и коркообразующие свойства;

4.4.1 Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6;

4.4.2 Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе Фильтр-пресс ФЛР-1;

4.4.3 Определение показателя фильтрации на фильтр - прессе API;

4.4.4 Определение фильтрации при повышенных температурах и давлениях;

4.4.5 Определение толщины и проницаемости фильтрационной корки;


4.4.6 Определение проницаемости фильтрационной корки;

4.5 Электрохимические свойства;


4.5.1 Определение водородного показателя электрометрическим методом;

4.5.2 Определение удельного электрического сопротивления;


4.6 Триботехнические свойства БПЖ;

4.6.1 Определение коэффициента трения в системе бурильные трубы - промывочная жидкость - стенка ствола скважины;

4.6.2 Измерение коэффициента трения пары «бурильные трубы – фильтрационная корка»;

4.6.3 Определение cмазочных свойств БПЖ на приборе фирмы «Бароид»;


4.7 Ингибирующая способность;

4.7.1 Определение ингибирующих свойств бурового раствора по показателю увлажняющей способности;

4.7.2 Определение диспергирующей способности;


4.7.3 Определение коэффициента набухания глин и глинопорошков на приборе Жигача-Ярова.
Для проектирования технологии промывки скважин необходимо иметь четкие представления о всех свойствах буровых растворов, влиянии этих свойств на выполнение буровым раствором тех или иных функций, а также о существующих показателях и методиках оценки различных свойств буровых растворов.

Последнее имеет весьма важное значение и с позиций контроля качества бурового раствора в процессе бурения, задачей которого является получение объективной информации об отклонениях значений показателей относительно заданного регламента и принятие соответствующих мер по восстановлению (регенерации) свойств бурового раствора.

Контроль за свойствами БПЖ в процессе бурения необходим так же для анализа влияния свойств бурового раствора на технико-экономические показатели буровых работ с целью дальнейшего улучшения качества буровых растворов.

Важнейшими свойствами большинства типов буровых растворов являются следующие:

- плотность;

- структурно-механические, реологические, фильтрационно-коркообразующие, электрохимические и триботехнические свойства;

- содержание твердой фазы, коллоидных глинистых частиц, абразивных частиц (песка), нефти и газа;

- седиментационная устойчивость;

- ингибирующая, консолидирующая (крепящая), недиспергирующая, закупоривающая и другие способности.

4.1 Плотность буровых промывочных жидкостей

Плотность промывочной жидкости - это масса единицы ее объема. Ее выражают в килограммах на кубический метр или сравнивают с массой такого же объема пресной воды при 4 °С (относительная плотность).

Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости (Ргс)

Pгc = r × g × H, Па

(4.1)

где r - плотность промывочной жидко­сти, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Н - высота столба промы­вочной жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление рпл.

Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное (рплн), аномально высокое (рпла.в. ) и аномально низкое (рпла.н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления:

Kа = ,

(4.2)

Для аномально высокого пластового давления (АВПД) Кан > 1, а для аномально низкого пластового давления АНПД Кан < 1.

По правилам безопасности (ПБ) в нефтяной и газовой промышленности п. 2.7.3.2. «Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения» [1].

Пункт 2.7.3.3. ПБ «Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин» [1].

В интересах обеспечения безопасности проводки скважины стремятся поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне, который выше фактически необходимого для удержания флюидов в пласте. Однако это имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, чрезмерная плотность про­мывочной жидкости может привести к такому по­вышению давления на стенки ствола скважины, что под действием растягивающих нагрузок ствол разрушится и буровой раствор проникнет в пласт по образующимся трещинам. Такое разрушение называется гидравлическим разрывом пласта. По правилам безопасности н/г промышленности п. 2.7.3.4. «Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения» [1].

Если в процессе бурения скважины возникают поглощениях бурового раствора (с выходом или без выхода циркуляции), то по ПБ п. 2.7.3.6. «углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой». Отклонение от требований п. 2.7.3.3. ПБ возможно и «при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии)». П. 2.7.3.7. «He допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений)» [1].

Давление столба промывочной жидкости на стенки скважины, помимо удержания пластовых флюидов в пластах, помогает обеспечивать устойчивость ствола скважины. При наличии в разрезе пластичных пород, например каменной соли или неуплотненных глин, давление промы­вочной жидкости приобретает решающее значение для обеспечения устойчивости ствола. По ПБ п. 2.7.3.5. «В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород)» [1].

В земной коре горная порода находится в состоянии равномерного всестороннего сжатия (без учета тектонических сил).

Геостатическое (горное) давление на глубине Н равно давлению вышележащих пород

Рг = rп g Н, (4.3)


где rп - плотность горных пород, кг/м3.

При циркуляции бурового раствора давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурового раствора, и давления на преодоление гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве Dрк.п.

Сумму гидростатического давления (ргс) и потерь давления в кольцевом пространстве (Dрк.п.) называют гидродинамическим давлением (ргд).

Если для расчета Dрк.п. использовать формулу Дарси-Вейсбаха, то без учета потерь давления между соединениями бурильных труб и стенками скважины, величина гидродинамического давления (ргд, Па) будет равна:

n

ргд = ргс + Dрк.п. = r g H + S {li (ui2 r li) / [2 (Di - dнi)]}, (4.4)

i=1


где n - число интервалов кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины; li - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства; ui - скорость потока бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства, м/с; li - длина i - го интервала кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины, м; Di - диаметр скважины на i - м интервале, м; dнi - наружный диаметр труб на i - м интервале скважины, м.

Очевидно, что для предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (ргд < ргр).

Из этих двух давлений регулируемым (управляемым) является только гидродинамическое. Как следует из формулы (4), снижение величины гидродинамического давления возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока бурового раствора и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Во вторых, повышение плотности промывочной жидкости от­рицательно влияет на скорость проходки. С ростом гидродинамического давления на забой скважины существенно снижается механическая скорость бурения.

Это объясняется ухудшением условий отрыва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою.

Частицы породы удерживаются на забое силами, обусловленными разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которую принято называть дифференциальным давлением (рд)

рд = ргд - рп (4.5)

Существует три пути уменьшения усилия, прижимающего частицу выбуренной породы к забою:

- уменьшение площади поверхности частицы, на которую воздействует дифференциальное давление;

- уменьшение гидродинамического давления (снижение плотности, вязкости и скорости потока бурового раствора, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины;

- увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при высокой мгновенной фильтрации бурового раствора.

В третьих, повышение плотности буровых промывочных жидкостей требует дополнительных расходов на их утяжеление ввод специальных утяжелителей, приготовление и очистку (дополнительное оборудование), а так же поддержание свойств (химическая обработка реагентами). При этом стоимость раствора возрастает. При разбуривании пластов с нормальным давлением стоимость промывочной жидкости не имеет столь существенного значения, т. к. достаточная плотность автоматически достигается благодаря твердой фазе, диспергируемой раствором из проходимых пластов. Поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне выше 1320 кг/м3 за счет диспергируемой твердой фазы нельзя вследствие слишком значительного повышения вязкости. В подобных условиях целесообразно утяже­лять промывочную жидкость баритом, плотность которого в 1,5 раза выше плотности горных пород, благодаря чему для получения заданной плотности промывочной жидкости требуется значительно меньший объем твердой фазы.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Для измерения плотности промывочных жидкостей используют ареометр АБР-1, рычажные весы-плотномер ВРП-1, пикнометр, плотномеры АВП-1, ПП-1, индикатор плотности или их импортные аналоги.

4.1.1. Определение плотности раствора ареометром АБР-1


Ареометр АБР-1 состоит из следующих основных частей: съемного груза, мерного стакана, поплавка со стержнем (рисунок 4.1). К поплавку крепится мерный стакан с помощью штифтов. На стержне имеются две шкалы: основная, по которой измеряют плотность раствора, и поправочная, по которой определяют поправку по воде. Прибор включает в себя ведерко для воды. Крышка ведерка служит пробоотборником для раствора.

Порядок работы:

- при измерении плотности бурового раствора используют как пресную, так и минерализованную воду;

- при использовании пресной воды плотностью 1 г/см3 чистый мерный стакан с объемом пробы (78,51) см3 заполняют буровым раствором, и соединяют с поплавком поворотом последнего до упора;





Рисунок 4.1 - Ареометр АБР-1

1 съемный груз,

2 полиэтиленовая заглушка,

3 металлический балласт,

4 мерный стакан,

5 крышка поплавка,

6 до­нышко поплавка,

7 стержень с нанесенными на нем основной и поправочной шкалами,

8 пробка,

9 ведро.

- стакан снаружи тщательно обмывают водой, погружают его в ведро с водой и делают отсчет плотности по основной шкале (по делению, до которого ареометр опустился в воду);

- при использовании минерализованной воды делают поправку (по поправочной шкале) на ее плотность, для чего заполняют мерный стакан водой и соединяют его с поплавком. Погружают прибор в ведро с водой, деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузился в воду, покажет алгебраическую величину поправки (или «+», или «-»);

- плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды вычисляют по формуле:

 = осн + , (4.5)

где:  - плотность бурового раствора, кг/м3;

осн - отсчет плотности по основной шкале, кг/м3;

 - поправка (отсчет плотности по поправочной шкале), кг/м3.

Предел допускаемой дополнительной погрешности при изменении температуры испытуемого раствора на каждые 10 0С, начиная с (202) 0С – не более 2 кг/м3, при влиянии климатических факторов внешней среды на изменение температуры испытуемого раствора на каждые 10 0С, начиная с (202) 0С – не более 10 кг/м3.

Калибруют ареометр чистой пресной (дистиллированной) водой при температуре (205) 0С. При этом показание прибора должно быть равно 1 г/см3.


4.1.2 Определение плотности раствора рычажными весами

ВРП-1


Рычажные, весы-плотномер ВРП-1 (рисунок 4.2) состоят из подставки 1 и подвижной части, представляющей собой рычаг 2 с жестко закрепленным на нем мерным стаканом 3 с крышкой 4. Подвижная часть весов с помощью од­ной из призм 5 опирается на вкладыш 6, укрепленный на подставке. На рычаге весов нанесены две шкалы 7 с разными диапазонами измерений: верх­няя шкала от 800 до 1б00 кг/м3, нижняя - от 1600 до 2600 кг/м3.





Рисунок 4.2 - Рычажные весы-плотномер ВРП-1



Порядок работы:

- заполняют чашку испытываемой пробой доверху (для удаления пузырьков воздуха постукивают пальцем по чашке);

- устанавливают крышку (излишек раствора должен выйти наружу через отверстие);

- очищают внешнюю поверхность весов от раствора;

- устанавливают весы на основание;

- перемещают рейтер до равновесного состояния, которое определяют по уровню;

- считывают показания величины плотности раствора со шкалы по краю рейтера;

Калибровку прибора производят замером плотности пресной воды.

При определении реальной плотности аэрированного раствора в полевых условиях может быть использован следующий метод:

- весы заполняют водой,

- устанавливают крышку (излишек воды должен выйти наружу через отверстие);

- сливают воду из весов в сосуд;

- повторяют ту же операцию с раствором;

- тщательно смешивают раствор с водой для уменьшения вязкости и выхода пузырьков воздуха;

- замеряет полученную плотность, умножают на два и вычитают единицу, (плотность воды), получают приближенную к реальной плотность раствора.


4.1.3 Определение плотности раствора пикнометром


Пикнометр представляет собой металлический сосуд известного объема.

Порядок работы:

- взвешивают сухой чистый пикнометр;

- заполняют пикнометр исследуемой пробой бурового раствора до верхнего края, очищают стенки от раствора и взвешивают;

- плотность бурового раствора вычисляют по формуле:

 =__Р2 – Р1___ (4.6)

V

где:  - плотность бурового раствора, г/см3;



Р2 - вес пикнометра, заполненного буровым раствором, г;

Р1 - вес пустого пикнометра, г;

V - вместимость пикнометра, см3
4.2 Структурно-механические свойства

Механические свойства буровых растворов (пластичность, упругость, эластичность и прочность) определяются их внутренней структурой и вследствие этого, называются структурно-механическими.

По механическим свойствам гетерогенные (многофазные) буровые растворы могут быть: бесструктурными (свободнодисперсными); структурированными (связнодисперсными).

В бесструктурных системах, называемых золями, частицы дисперсной фазы не взаимодействуют друг с другом и не способны создавать какую-либо пространственную сетку, именуемую структурой.

Механические свойства этих систем аналогичны механическим свойствам их дисперсионной среды и одинаковы в покое и при течении.

В структурированных системах, называемых гелями, частицы дисперсной фазы связаны между собой и образуют пространственную структуру, имеющую определенную механическую прочность.

В покое гели упрочняются, а попавшие в ячейки структуры дисперсионная среда (свободная вода) теряет свою подвижность. Однако перемешивание или нагревание системы нарушает структуру и возвращает ей свойства золя. Явление перехода геля в золь и обратно носит название тиксотропии.

Для возвращения структурированной системе свойств жидкости структуру необходимо разрушить, приложив некоторое усилие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т.е. от прочности образовавшейся структуры, и характеризуется статическим напряжением сдвига.

Статическое напряжение сдвига (СНС) - это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига принято выражать в дПа.

Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора.

Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина статического напряжения сдвига должна превышать величину усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции бурового раствора будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к прихвату бурового снаряда шламом.

Однако с увеличением статического напряжения сдвига ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности, а также возрастает величина импульсов давления на забой и стенки скважины при инициировании течения бурового раствора (при пуске насоса) и при проведении СПО, что, в свою очередь, повышает вероятность флюидопроявлений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений бурового раствора.

Таким образом, величина статического напряжения сдвига должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя.

Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозиметры ВСН-3, ВСН-2М и вискозиметр FANN. (рисунки 4.3 - 4.5).

Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин (СНС1) и 10 мин (СНС10) покоя.

Кроме названных показателей структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют и коэффициентом тиксотропии


Кт = СНС10 / СНС1. (4.7)
Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена по следующей формуле
СНС1 ³ 5 [2 - ехр (- 110 d)] d (rп - r), (4.8)

где: d - условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м;

rп, r - плотность соответственно породы и бурового раствора, кг/м3.

Рисунок 4.3 - Прибор СНС-2. 1 – стойка, пробка для установки нити,

3 – конусная втулка, 4 – упругая нить, 5 – защитная металлическая трубка, 6 – шкала с ценной деления 1 град, 7 – винт для крепления нити 8 - измерительный цилиндр 9 - внешний стакан, 10 - вращающаяся опора, 11 - общая плита, 12 – установочные винты, 13 – привод, 14 – указатель.

Рисунок 4.4 - Вискозиметр ВСН-3

1 – наружный вращающийся цилиндр;

2 – внутренний вращающийся цилиндр;

3 – стакан; 4 – шкала с вертикальной риской смотрового окна; 5 – винт-головка; 6 – выключатель; 7 – переключатель; 8 – подъемный столик; 9 – штуцер.


Рисунок 4.5 - Общая схема ротационного вискозиметра

1 – наружный вращающийся цилиндр;

2 – внутренний вращающийся цилиндр;

3 – пружина;

4 - шкала



4.2.1 Определение статического напряжения сдвига на приборе СНС–2


В комплект прибора СНС-2 входят футляр, ковш, отвертка и нити шести номе­ров, каждая из которых имеет свою константу К в Па/град, указываемую в паспорте прибора.

Техническая характеристика СНС-2:

Пределы измерения статического напряжения сдвига в Па при диаметре нити в мм:

0,3 ..........................................................................................…….... 0 - 10

0,4 ..........................................................................................…….... 0 - 30

0,5 ..........................................................................................…….... 0 - 80

Частота вращения стакана, об/мин ......................................................0,2

Наружный диаметр измерительного цилиндра, мм ............……...…40

Высота измерительного цилиндра, мм.................................……..…..60

Основная приведенная погрешность измерения, %.............не более 5

Питание прибора - от сети переменного тока напряжением 220 В.

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.

В зависимости от вязкостного состояния исследуемой пробы используются разные нити, номер которых определяет коэффициент прибора. Для нитей № 1 и 4 коэффициент прибора – 0,043, для нитей № 2 и 5 – 0,12, для нитей № 3 и 6 – 0,3

Порядок работы:

- устанавливают на вращающемся столике внешний цилиндр;

- помещают подвесной цилиндр, с установленной на нем шкалой, во внешний цилиндр и подвешивают нить на пробку;

- тщательно перемешивают пробу бурового раствора и заливают во внешний цилиндр (подвесной цилиндр при этом должен быть погружен в раствор точно до верхнего края);

- устанавливают «0» шкалы против риски указателя и оставляют в покое на одну минуту;

- через одну минуту включают электродвигатель и производят отсчет угла закручивания нити после остановки подвесного цилиндра;

- устанавливают шкалу в нулевое положение и оставляют раствор в покое на 10 минут;

- затем снова включают прибор и замеряют максимальный угол закручивания нити.

Статическое напряжение вычисляют по формуле:

1,10 = А  1,10, (4.9)

где: 1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 и 10 минут, Па;

А - коэффициент погрешности (дается в паспорте прибора);

1,10 - угол закручивания нити, замеренный после 1 и 10 минут покоя, град.


4.2.2 Определение СНС на ротационном вискозиметре ВСН-3


Принцип работы ротационного вискозиметра ВСН-3 аналогичен принципу работы СНС-2.

Техническая характеристика ВСН-3:

Пределы измерения касательных напряжений сдвига, Па:

для пружины № 1.................….…................................................0 - 45

для пружины № 2..................….…................................................ 0 -90

Диапазон измерений динамической вязкости ньютоновских жидкостей (при 200 мин-1), Па·с:

для пружины № 1........……….……………………..........…..0,001 - 0,2

для пружины № 2...........…………………..……............……0,001 - 0,4

Частота вращения гильзы, мин-1 …………....…0,2; 200; 300; 400; 600

Максимальный угол поворота измерительного элемента, град..… 270

Наружный диаметр измерительного элемента, мм ..........…....... 39, 62

Высота измерительного элемента, мм.......…………………......…... 60


Внутренний диаметр гильзы, мм ...............….…………………......…44

Питание от сети переменного тока напряжением 220 В, при частоте

50 Гц.


Пределы термостатирования исследуемой жидкости, °С...........20 - 60

Габаритные размеры, мм…………………….…….........278 х 192 х 525

Масса, кг................................................................................................. 19

Порядок работы:

- перед измерением чистый сухой стакан заполняют буровым раствором и ставят на столик;

- включают тумблер «сеть» и перемешивают исследуемый раствор при частоте вращения 600 об/мин в течение 1 минуты;

- выключают тумблер «сеть» и устанавливают ручку переключателя оборотов в положение 0,2 (об/мин);

- раствор оставляют в покое на 1 минуту;

- через одну минуту включают тумблер и фиксируют максимальное значение угла закручивания нити перед разрушением структуры.

Аналогично определяют значение угла закручивания нити после 10 минут покоя.

Статическое напряжение вычисляют по формуле:

1,10 = k  1,10 , (4.10)

где: 1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 и 10 минут, Па;

k - константа, равная величине СНС, соответствующего углу закручивания пружины на 10 (дается в паспорте на прибор);

1,10 - угол закручивания нити, замеренный после 1 и 10 минут покоя, град.

4.2.3 Определение СНС на вискозиметре FANN


Измерение вязкости буровых растворов основывается на применении коаксиального цилиндрического вискозиметра с прямым отсчетом. Узел, состоящий из цилиндра и боба, погружается в образец бурового раствора, цилиндр приводится во вращение с помощью электродвигателя. При вращении в среде бурового раствора крутящий момент, возникающий из-за вязкостного сопротивления жидкости, передается на боб. Крутящий момент уравновешивается спиральной пружиной, к которой подвешен боб. Угол закручивания боба зависит от вязкости жидкости и отсчитывается по калиброванной шкале в верхней части прибора.

8 – скоростной вискозиметр имеет скорости: 600, 300, 200, 100, 60, 30, 6 и 3 об/мин, а также скорость для перемешивания раствора;

12 – скоростной вискозиметр имеет скорости: 600; 300; 200; 100; 180; 90; 60; 30; 6; 3; 1,8 и 0,9 об/мин.

Вискозиметр FANN позволяет определить статическое напряжение сдвига, пластическую и эффективную вязкость, динамическое напряжение сдвига.

Порядок работы:

- устанавливают переключатель скорости в положение “STIR” и перемешивают буровой раствор несколько секунд;

- переводят переключатель скорости в положение “GEL” и отключают электропитание;

- через 10 секунд включают вискозиметр и фиксируют максимальное отклонение стрелки перед разрушением геля, как значение СНС через 10 секунд;

- ставят переключатель скорости в положение “STIR” и перемешивают буровой раствор несколько секунд;

- затем переводят переключатель скорости в положение “GEL” и отключают электропитание;

- через 10 мин включают вискозиметр и фиксируют максимальное отклонение стрелки перед разрушением геля, как значение СНС через10 мин.

Необходимо регистрировать температуру, при которой производится измерение реологических свойств бурового раствора.

Если при измерении СНС нулевое значение шкалы во время покоя не восстанавливается, нельзя возвращать ее в положение «0» принудительно. В этом случае отсчет максимального отклонения производят от значения напротив риски.

СНС через 10 секунд (10 минут) определяют умножением максимального показания прибора через 10 секунд (10 минут) покоя при скорости 3 об/мин на 4,8.

Коэффициент 4,8 является переводным коэффициентом из фунт/100 футов2 в дПа.
4.3 Реологические свойства промывочных жидкостей

Все жидкости обладают подвижностью, т.е. способностью течь. Наука о течении жидкостей называется реологией, а их свойства, связанные с течением, называются реологическими.

Реологические свойства промывочной жидкости играют важную роль при бурении скважин. Неудовлетворительные реологические свойства могут привести к образованию пробок в стволе скважины, забиванию шламом призабойной зоны ствола, снижению механической скорости бурения, размыву стенок ствола, прихвату бурильной колонны, поглощению промывочной жидкости и даже выбросу. Поведение промывочной жидкости обусловлено режимом ее течения. Известны два режима течения: ламинарный режим, который преобладает при низких скоростях течения (зависимость давление—скорость определяется вязкостными свойствами жидкости), и турбулентный режим, который преобладает при высоких скоростях и зависит от инерционных свойств жидкости (вязкость на него влияет лишь косвенно).

Ламинарное течение. Ламинарное течение в круглой трубе можно наглядно представить в виде скольжения одного очень тонкого цилиндра внутри другого (рисунок 4.6). Скорость цилиндров возрастает от нуля у стенки трубы до максимума на ее оси. Отношение разности в скоростях соседних слоев uD к расстоянию между ними Dr называется скоростью сдвига

g = uD/Dr (4.11)

Сила взаимодействия между двумя соседними слоями, перемещающимися относительно друг друга с определенной скоростью, зависит от рода жидкости, площади соприкосновения трущихся слоев и скорости сдвига (закон внутреннего трения И. Ньютона)

F = mSg , (4.12)

где F – сила трения между двумя соседними слоями жидкости;

m - динамическая вязкость, зависящая от природы жидкости;

S – площадь соприкосновения слоев; g - скорость сдвига.

Рисунок 4.6 – Схематичное изображение ламинарного течения жидкости в трубе

Если разделить обе части уравнения (4.12) на S, то:

F / S = m g,

где F / S = t - касательное напряжение, вызывающее сдвиг слоя.

[t] = F / S = Н/м2 = Па.

Тогда в окончательном виде закон И. Ньютона запишется следующим образом

t = m g. (4.13)

Уравнение (4.13) – это реологическая модель ньютоновской (вязкой) жидкости.

[m] = t / g = Па/с-1 = Па×с.

При температуре 20,5 °С и давлении 0,1 МПа вязкость воды равна 1 мПа×с.

Реограмма (график зависимости t = f(g) ньютоновских (вязких) жидкостей представляет собой прямую линию, проходящую через начало координат (рисунок 4.7).

Из графика следует, что для ньютоновских жидкостей динамическая вязкость остается неизменной при любой скорости сдвига (в трубах, в затрубном пространстве, в насадках долота) и геометрически представляет собой тангенс угла наклона реологической кривой к оси скорости сдвига.

Рисунок 4.7 - График зависимости t = f(g) ньютоновских (вязких) жидкостей


К ньютоновским жидкостям можно отнести жидкости, которые не содержат частиц размером больше молекулы, например растворы солей, нефти, глицерина и т.д.

Течение суспензий, к которым относятся про­мывочные жидкости, содержащие в больших ко­личествах частицы, более крупные, чем молекулы, не подчиняется законам Ньютона. Различают два типа неньютоновских буровых растворов: псевдопластичные (ППЖ); вязкопластичные (ВПЖ).

Реограмма псевдопластичной жидкости проходит через начало координат и обращена выпуклостью к оси касательных напряжений сдвига (рисунок 4.8). Отношение t/g (вязкость) такой жидкости при увеличении скорости сдвига уменьшается.

Реологическое поведение ППЖ описывается законом Оствальда – де Ваале

t = k(g)n, (4.14)

где: k – показатель консистенции, Па×с;

n – показатель неньютоновского поведения (n < 1).

Рисунок 4.8 – Реограмма псевдопластичной жидкости


Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига неньютоновских жидкостей определяется их составом. Глинистые про­мывочные жидкости со значительной долей твер­дой фазы ведут себя приблизительно в соответствии с теорией пластичного течения Бингама. Со­гласно этой теории, для того чтобы началось течение бингамовской жидкости, к ней должно быть приложено некоторое конечное усилие; при более высоких значениях приложенных усилий она будет течь, как ньютоновская жидкость. По­этому график консистенции бингамовской пластичной жидкости должен описываться двумя параметрами — предельным динамическим на­пряжением сдвига и пластической вязкостью, как показано на рисунке 4.9. Реограмма ВПЖ не проходит через начало координат, а начинается от точки на оси касательных напряжений сдвига и имеет прямолинейный участок.

Для скоростей сдвига, соответствующих линейному участку, t = f(g) описывается законом Бингама – Шведова

t = t0 + h g, (4.15)

где: t0 - динамическое напряжение сдвига, Па (дПа);

h - пластическая вязкость, Па×с (мПа×с).

Модель Бингама хорошо описывает реологические свойства буровых растворов на водной основе с достаточно высоким содержанием бентонита.



Рисунок 4.9 – Реограмма вязкопластичных жидкостей


В неньютоновской жидкости отношение напряжение сдвига к скорости сдвига (при любой скорости сдвига) является количественной характеристикой эффективной, или кажущейся, вязкости. На рисунке 4.10 видно, что эффективная вязкость снижается с увеличением скорости сдвига и поэтому является значимым параметром для гидравлических расчетов только при той ско­рости сдвига, при которой она измерена. Из рисунка 4.11 следует, что эффективная вязкость не может служить надежным параметром для сравнения пове­дения двух различных промывочных жидкостей.

Рисунок 4.10 – Снижение эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига



Рисунок 4.11 – Сравнение эффективной вязкости при двух скоростях сдвига для двух различных промывочных жидкостей

Промывочные жидкости, которые содержат только полимеры или полимеры с небольшой до­лей мельчайших частиц твердой фазы, при высоких скоростях сдвига ведут себя так, как будто обладают предельным динамическим напряжени­ем сдвига, но на самом деле график их консистенции проходит через начало координат. Их поведение описывается эмпирическим уравнением, которое называется идеальным степенным законом. Этот закон устанавливает следующую зависимость:

Τ=К(dυ/dr)n (4.16)

где τ - напряжение сдвига; К и n - константы, характеризующие поведение движущейся жидко­сти - показатель консистенции, которая игра­ет роль вязкости ньютоновской жидкости, но вы­ражается в динах на квадратный сантиметр; n - показатель нелинейности, характеризующий степень отклонения от ньютоновской жидкости); dυ/dr - скорость сдвига.

Степенной закон (4.16) описывает три известные модели течения в зависимости от значения и:

• псевдопластичную при п < 1 - эффективная вязкость снижается с увеличением скорости сдвига;

• ньютоновскую при п = 1 - вязкость остается постоянной при изменении скорости сдвига, параметр К равен вязкости;

• дилатантную при п > 1 - эффективная вязкость повышается с повышением скорости сдвига.

Большинство промывочных жидкостей ведут себя как жидкости, являющиеся чем-то средним между бингамовской пластичной жидкостью и жидкостью, подчиняющейся степенному закону. В результате действия сил между частицами при низких скоростях сдвига п и К непостоянны. Про­мывочные жидкости имеют довольно неопреде­ленное значение предельного динамического на­пряжения сдвига, которое меньше получаемых путем экстраполяции значений напряжения сдви­га, измеренных при высоких скоростях сдвига.

То обстоятельство, что графики консистенции глинистых промывочных жидкостей пересекают ось напряжений в точках, не соответствующих нулю, указывает на образование в них гелей. Возникновение таких структур объясняется тенденцией пластинок глины выстраиваться таким образом, чтобы положительно заряженные ребра примыкали к отрицательно заряженным базальным поверхностям. Это взаимодействие между зарядами на пластинках способствует увеличению эффективной вязкости при низких скоростях сдви­га, оказывая тем самым влияние на значения па­раметров п и К.

Предельное статическое напряжение сдвига некоторых промывочных жидкостей, особенно глинистых, приготовляемых на пресной воде, после прекращения перемешивания со временем начинает увеличиваться. Это явление называется тиксотропией. Если после пребывания в состоянии по­коя промывочная жидкость подвергается сдвигу с постоянной скоростью, ее вязкость со временем снижается, т. к. происходит разрушение струк­туры, которое продолжается до тех пор, пока не будет достигнуто равновесное состояние. Таким образом, эффективная вязкость тиксотропной промывочной жидкости зависит как от времени, так и от сдвигового усилия.

Кроме основных показателей моделей Бингама – Шведова и Оствальда – де Ваале (t0, h, k, n), для характеристики реологических свойств буровых растворов в последние годы широко используют ещё и целый ряд дополнительных показателей: коэффициент пластичности; эффективную вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1; асимптотическую вязкость или эффективную вязкость при полностью разрушенной структуре (при скорости сдвига равной 10000 с-1).

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:

КП =  t0 / h. (4.17)

С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

Эффективная вязкость характеризует ту действительную вязкость, которой обладает буровой раствор при скорости сдвига, имеющей место в кольцевом пространстве скважины, в бурильных трубах или в промывочных каналах породоразрушающего инструмента (в насадках долота).

В циркуляционной системе скважины скорость сдвига меняется в очень широких пределах: в бурильной колонне от 100 до 500 с-1, в УБТ от 700 до 3000 с-1; в затрубном кольцевом пространстве от 10 до 500 с-1, чаще всего 100 с-1; в насадках долот от 10 000 до 100 000 с-1.

Эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 (ЭВ100, Па×с)  характеризует вязкость бурового раствора в кольцевом пространстве скважины и является основным показателем, определяющим транспортирующую способность его потока, которая тем выше, чем выше значения ЭВ100.

ЭВ100 = k (100) n - 1 (4.18)

Однако с ростом ЭВ100 увеличиваются гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в кольцевом пространстве и, соответственно, дифференциальное давление, что ведет к снижению механической скорости бурения и проходки на долото в результате не только удержания частиц разрушенной породы на забое, но и ухудшения условий формирования зоны предразрушения (условий зарождения и развития макро- и микротрещин).

Эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре (ЭВ10000) характеризует вязкость бурового раствора в насадках долот и в пескоилоотделителях (гидроциклонах). С уменьшением ЭВ10000 повышается степень очистки забоя скважины от шлама и степень охлаждения вооружения долота, вследствие чего возрастает ресурс его работы и механическая скорость бурения.

Кроме того, с уменьшением ЭВ10000 снижается интенсивность обогащения бурового раствора шламом, так как при меньшей вязкости последний легче отделяется в очистных устройствах.

ЭВ10000 = k (10000) n - 1 (4.19)

Очевидно, что использование семи показателей (t0, h, k, n, КП, ЭВ100, ЭВ10000) позволяет достаточно всесторонне охарактеризовать реологические свойства и связанные с ними функциональные возможности бурового раствора.

Однако, если на этапе его проектирования это является достоинством, то в процессе эксплуатации бурового раствора, напротив, становится недостатком, так как одновременно контролировать большое число показателей, а главное управлять ими, чрезвычайно сложно.

Турбулентное течение. Течение в трубе перейдет из ламинарного в турбулентное тогда, когда скорость потока превысит определенное критическое значение. Вместо плавного скольжения слоев воды относительно друг друга в потоке возникают локальные изменения скорости и направления перемещения частичек при сохранении общего направления течения параллельно оси трубы. Ламинарный поток можно сравнить с рекой, плав­но текущей по равнине, а турбулентный — со стремнинами, когда взаимодействие потока с неровностями дна вызывает образование вихрей и местных токов (рисунок 4.12).

Рисунок 4.12 - Двухмерный профиль скорости турбулентного потока в трубе с Ньютоновской жидкостью


Критическая скорость, при которой происходит турбулизация потока, уменьшается с увеличением диаметра трубы, с повышением плотности и умень­шением вязкости. Она выражается безразмерным параметром — числом Рейнольдса.

Число Рейнольдса учитывает главные показатели потока в трубе: диаметр трубы, среднюю скорость жидкости, плотность жидкости и ее вязкость. Число Рейнольдса представляется уравнением:

Re = (VDρ)/μ

Рейнольдс показал, что в гладких кольцевых трубах для всех ньютоновских жидкостей и при всех диаметрах труб переход из ламинарного течения в турбулентное происходит, когда число Рейнольдса имеет значение порядка 2000. Однако, турбулентное течение возникает во всей жидкости, когда число Рейнольдса превышает 4000.

Поэтому у Ньютоновских жидкостей ламинарное течение определяется числом Рейнольдса равным 2000 и ниже. Турбулентное течение определяется числом Рейнольдса, равным 4000 или более. Переходный режим определяется числом Рейнольдса от 2000 до 4000.

Потери давления жидкости при ее турбулент­ном течении в трубе конкретной длины зависят от инерциальных факторов. На них мало влияет вязкость жидкости. Эти потери давления возрастают пропорционально квадрату скорости с увеличением плотности, безразмерного параметра — коэффициента трения Фэннинга, который является функцией числа Рейнольдса, и шероховатости стенки трубы.



Непрерывность потока. Многие гидравлические расчеты требуют использования скорости жидкости. Важно представлять различие между расходом (объемной скоростью) и скоростью жидкости. Рассмотрим поток жидкости в трубе при постоянном расходе Q, как это показано на рисунке 4.13.

Рисунок 4.13 - Непрерывность потока: Скорость жидкости обратно пропорциональна площади поперечного сечения в направлении потока


Поскольку буровые растворы почти несжимаемы, объемная скорость потока жидкости, поступающей в трубу, должна быть равна ее объемной скорости на выходе из трубы. Это основной принцип непрерывности потока. Важным результатом этого принципа является то, что, при постоянном расходе, скорость жидкости обратно пропорциональна площади, через которую она проходит. Другими словами, если площадь уменьшается, то скорость жидкости должна расти при постоянном расходе.

Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на следующие показатели и процессы, связанные с бурением скважин:

- степень очистки забоя скважины от шлама;

- степень охлаждения породоразрушающего инструмента;

- транспортирующую способность потока;

- величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины;

- величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины в процессе бурения;

- амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны;

- интенсивность обогащения бурового раствора шламом;

- полноту замещения бурового раствора тампонажным в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенками скважины и др.

Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему выделенному комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный представлены в таблице 4.1.


Таблица 4.1 - Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора


Оценка качества

h, мПа×с

t0, дПа

КП, с-1

отлично

3 - 6

15 - 30

> 500

хорошо

6 - 10

20 - 50

350 - 500

удовлетворительно

10 -15

20 - 50

200 - 350

В настоящее время в отечественной инженерной практике для реометрии буровых растворов наиболее широко используется ротационный вискозиметр ВСН-3. Для оперативной оценки реологических свойств буровых растворов в нашей стране используют вискозиметр ВБР-1.


  1   2   3   4   5


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница