Страница 30 из 31
• Смазочная способность;
• Коэффициент трения корки (КТК).
По технологическому принципу свойства буровых растворов можно разделить на 5 групп:
1. Физико-механические:
• Плотность (ρ);
• Условная вязкость (УВ);
• Статическое напряжение сдвига (СНС);
• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);
• Пластическая вязкость (ηпл.).
2. Показатели фильтрации и стабильности:
• Показатель фильтрации;
• Толщина фильтрационной корки;
• Показатель стабильности;
• Суточный отстой;
• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).
3. Фрикционные:
• Смазочная способность (коэффициент трения пары сталь-сталь);
• Коэффициент трения корки (КТК);
4. Показатели загрязнения:
• Твердые примеси;
• Пластовые флюиды.
5. Компонентный и химический состав:
• Содержание компонентов (глины, воды, утяжелителя, смазочных веществ и др.), а также различных ионов солей, общая минерализация и т. д.
Условная вязкость (Т). – условная характеристика гидравлического опротивления бурового раствора прокачиванию. Замеряется прибором ВБР-2. Замеряют продолжительность истечения 500 см3 раствора из залитых 700 см3. Водное число 15 сек… Стандартная вязкость 25 сек, Рис. 8.1. Прибор ВБР-2
Рис. 8.1. Вискозиметр бурового раствора ВБР-2
Удельный вес (γ). – вес единицы объема бурового раствора. Определяют ареометром – АГ-1; АГ-2; АГ-3ПП, АБР-2, рычажными весами, и пикнометром, измеряется в г/см3, кг/м3. Рис. 8.2.
Рис. 8.2. Ареометр АБР-1
Водоотдача (В) – это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Экспресс метод: при пропускании раствора через бумажный фильтр через 7,5 мин., а полученную величину умножают на 2, при этом давление на раствор составляет 1 кгс/см2. Измеряется прибором ВМ-6, Рис 8.3.
Рис. 8.3. ВМ-6
Толщина фильтрационной корки, мм – величина, характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяется толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на проницаемой перегородке при определении показателя фильтрации. Определяется с помощью линейки.
Рис 8.4. Отстойник ОМ-2
Удельное электрическое сопротивление (ρ0, Ом*м) – величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора.
Для измерения используется резистивиметр РВ-1.
Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава.
Песком (П,%) считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины).
Отмытым песком (ОП,%) являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде.
Для определения содержания песка используется металлический отстойник ОМ-2.
Общее содержание песка определяют по формуле: N = 2V0,
Где N – общее содержание песка, %;
Vo – общий объем осадка, выпавший за 1 минуту, см3;
2 – коэффициент для выражения результатов в %.
Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.
Рис. 8.5. СНС-2
Статическое напряжение сдвига (θ1/10). – это наибольшие касательные напряжения, возникающие на стенке внутреннего цилиндра, погруженного в буровой раствор вращающегося со скоростью 0,2 об/мин. Характеризует прочность тиксотронной структуры за 1 мин и за 10 мин, измеряется мгс/см2 на приборе СНС-2, Рис. 8.5.
Концентрация водородных ионов – рН-водородный показатель. рН-7 – среда нейтральная, рН<7 – кислая, рН>7 – щелочная. Измеряется индикаторной бумагой по цвету.
Динамическое напряжение сдвига – τ0 измеряется в ДПа на ротационном вязкозиметре, раствор в движении набирает структуру постоянно, с меньшими значениями чем в статике. Физический смысл – величина усилия разрушения структуры раствора в движении. Динамическое напряжение сдвига (τ0), дПа – это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, не зависит от давления прокачки и увеличивается с ростом вязкостного сопротивления. Измеряется с помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. τ0 зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения раствора неорганическими солями.
Пластическая вязкость – ή измеряется в МПахс на ротационном вязкозиметре. В отличие от других параметров раствора используются при гидравлических расчетах. Физический смысл – величина трения между частицами раствора в движении. Измеряется с помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Пластическая вязкость зависит от вязкости дисперсионной среды и суммарного объема твёрдой фазы.
Оптимальное соотношение этих величин следующее: Кр = τ0 / ή = 0,33–0,5
При Кр<0,33 – раствор нестабильный, в утяжеленных растворах может выпадать утяжелитель.
При Кр>0,5 – у раствора тяжелая реология, давление на насосах будет завышенное. [60]
Условная величина силы трения. При СПО движению бурильных противодействуют различные силы, в том числе силы трения о стенки скважины. И от того какая корка образовалась в результате фильтрации на стенке скважины, зависит величина силы трения. Прибор КТК-2 предназначен для определения коэффициента трения фильтрационной корки бурового раствора непосредственно на буровой, измеряется в %. Рис. 8.6.
Рис. 8.6. КТК-2
Содержание ионов калия в фильтрате растворов, можно измерять при помощи индикаторных полосок.
§ 34. Типы буровых растворов
Условно промывочные жидкости можно разделить на:
1. Естественные растворы, необработанные;
2. Растворы на пресной воде (NaCl < 1 %, Ca + <120 м2/л); обработанные фосфатами Н<8,5); обработанные каустиком (рН = 8,5–10,5); с высоким рН (рН = 12–13);
3. Растворы на соляной воде: солоноватая вода; морская вода (NaCl~ 3,5 %); соленасыщенная вода.
4. Кальциевые, малоизвестковые; высокоизвестковые; гипсовые; хлоркальциевые, калиевые и его разновидности;
5. Растворы с низким содержанием твердой фазы, менее 7 %;
6. Нефтеимульсионные растворы с 15 % нефти;
7. Обратные имульсии (инвертные) от 20 до 70 % воды в нефти;
8. Растворы на нефтяной основе;
9. Гидрогель-магниевые растворы;
10. Полимерные растворы.
Все жидкости, не подчиняющиеся закону Шведова – Бингама т. е. не обладающие постоянной вязкостью, называются неньютоновскими. [9]
К жидкостям, поведение которых можно описать при помощи модели Шведова-Бингама, относятся суспензии (в эту категорию входит большинство буровых и тампонажных растворов), масляные краски, некоторые смазки, фармацевтические препараты, пищевые продукты и т. д.