MEX-PAC – полианионная целлюлоза применяется для контроля водоотдачи. Марка HV снижа-ет водоотдачу и повышает вязкость бурового раствора, марка LV не влияет на вязкость.
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
От обработки разжижителями раствор быстро превращается в «диспергированный » и теряет некоторые желательные реологические свойства раствора с малым с о держанием т в ердой фазы. Кальциевые буровые растворы К этой группе растворов относятся растворы, обработанные сульфатом кальция гипсовые , гидроксидом кальция известковые и хлоридами кальция хлоркальциевые. Двухвалентные катионы кальция или магния ингибируют набухание глин и стых пород, удерживая глинистые частицы в пакете. Таким образом, количество связанной воды в системе уменьшается еще и вследствие взаимного слипания глинистых частиц. Обычно необходима отработка раствора понизителями водоотдачи. Такие системы часто используются как основа для утяжеленных растворов. Кальциевые растворы устойчивы к действию таких электролитов, как соль, цемент и ангидрит. В течение многих лет применяли высокоизвестковые, среднеизвестковые и малоизвестковые растворы.
Эти названия характеризуют количество избыточной извести в растворе. Для ввода в раствор катионо в кальция применяли и хлорид кальция. Однако у таких растворов труднее поддерживать рабочие свойства и поэтому хлоркальциевые растворы применяются редко. Лигносульфонаты, главным образом, применяют как реагент-разжижитель, хотя после обработки различными ионами металлов им можно придать различные свойства. Было установлено, что хромлигносульфонат является сильным разжижителем глинистых растворов, обладающих высокой термостабильностью. Другим возможным достоинством таких растворов является. П овышенная вязкость фильтрата, содержа вш его большое количество лигносульфоната.
Такие глинистые растворы часто неправильно определяют как «диспергированные» или полностью диспергированные системы. Хроматы и бихроматы могут быть опасны для здоровья.
Они очень экономичны и дают хорошие результаты. Любая система буровых растворов имеет свои преимущества и недостатки. Применение кальциевых растворов имеет температурные ограничения. Одно из влияний высокой температуры проявляется в чрезмерном загущении бурового раствора. Такого типа осложнения происходят при бурении глубоких скважин. То же самое наблюдалось, когда кальциевые буровые растворы оставлялись за НКТ в качестве пакерных жидкостей.
Проблема ещё более осложняется при более высоких температурах и большом содержании твёрдой фазы небольшого удельного веса.
Эти косвенные характеристики корки дают дополнительную информацию о состоянии раствора и характере шлама, находящегося в нем. В полевых условиях может определяться показатель фильтрации при температуре до 100ОС и давлении 7атм 100psi на фильтр-прессе АНИ и при температуре выше 100ОС и перепаде давления 35атм 500 psi на HTHP фильтр прессе. Процедура замера на фильтр-прессе АНИ A. Соберите детали чистого и сухого фильтр-пресса, используя стандартную для прибора фильтровальную бумагу. Порядок сбора указан в его паспорте.
Верхнюю крышку установить на контейнер, зажать винтом рамы до упора, клапан подачи газа — в рабочее положение в камеру. Через 30 минут давление стравливают клапан подачи газа в положении стравливания , в мерном цилиндре отмечают объем фильтрата в миллилитрах , который и является показателем фильтрации. Разобрав фильтр-пресс в обратном порядке и вылив раствор из контейнера, осторожно снимите фильтровальную бумагу с фильтрационной коркой и под слабой струей воды смойте избыток бурового раствора. Также полезно записать и комментарии о состоянии фильтрационной корки. После использования тщательно вымойте и вытрите насухо части прибора. Примечание: По спецификации АНИ площадь фильтрования в камере должна составлять 7,1дюйм2.
Однако есть фильтр-прессы, площадь фильтрования в которых в два раза меньше. Для того, чтобы полученный на таком фильтр-прессе результат согласовывался с требованиями АНИ, его нужно удвоить.
Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях": - часть 1. Растворы на водной основе; - часть 2. Растворы на углеводородной основе. Приложения I и J являются обязательными. Настоящее издание модифицированного стандарта дополнено приложениями ДА и ДБ, описывающими измерение дополнительных параметров, не приведенных в ISO 10414, с помощью оборудования, производимого в Российской Федерации.
Стабильность бурового раствора
К факторам, влияющим на водоотдачу буровых промывочных жидкостей можно отнести время, температуру, давление, проницаемость фильтрационной корки. Водоотдача — это показатель свойства бурового раствора, который характеризует способность раствора передавать воду при его фильтрации через пористую среду. Напряжение изменяется как в стволе, так и в призабойной зоне пласта, когда природные аргиллиты замещаются буровым раствором определенной плотности в стволе скважины.
определение водоотдачи бурового раствора
Снижение буримости в этом случае объясняется повышенным перепадом давления, который способствует уменьшению лунки разрушения породы зубом долота, а выбуренная порода плотно удерживается на забое, вызывая накопление шлама в зоне разрушения. На рис. Из рис. При промывке водой внедрение уменьшается в 2 раза, при промывке глинистым раствором — до 8 раз.
Уменьшение глубины внедрения зуба долота в породу снижает проходку на долото и механическую скорость бурения. Кенингем считает величину перепада давления на забое одним из факторов снижения проходки на долото. Такой же точки зрения придерживаются советские исследователи А.
Шару-тин, Н. Гаджиев, Ш. Материн, И.
Ханмурзин и др. Бобо, Дж. Будро при бурении скважин в штате Техас США с продувкой воздухом убедительно показали, что при снятии перепада давления на забое проходка на долото увеличивается в 10 раз и механическая скорость бурения — в 2 раза.
Аналогичные результаты были получены и у нас в стране при бурении скважин с продувкой воздухом, осуществляемом ВНИИБТ [49, 51 ]. Влияние дифференциального давления на буримость горных пород, оцениваемое по изменению механической скорости бурения и проходке на долото, подробно рассмотрено в работах [2, 70]. Забойная фильтрация также оказывает значительное влияние на технологический процесс разбуривания горных пород.
С забойной фильтрацией тесно связано перемещение поровой жидкости, насыщающей разрушаемую породу. В зависимости от перепада давления поровая жидкость может или поступать в скважину при отрицательном перепаде давления , или находиться без движения дифференциальное равновесие давлений , или оттесняться фильтратом бурового раствора в глубь породы перед долотом. Количество жидкости или фильтрата, протекающего через плоскость забоя, зависит от давления фильтрации, подвижности жидкости в пласте и степени его кольматации глинистыми частицами бурового раствора.
Количество фильтрата бурового раствора, проникшего в разбуриваемый пласт, зависит от соотношения скорости бурения и фильтрации через забой скважины. Забойную фильтрацию можно определять в лабораторных условиях на специально созданных стендах, имитирующих условия, близкие к скважине [70]. Скорость, с которой фильтрат может опережать разрушение породы долотом, можно рассчитать, рассмотрев случай потенциального истечения жидкостей из кругового источника в бесконечный пласт.
При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента. В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства. Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу. Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях: 1.
Свойства бурового раствора регулируют: химической обработкой путем введения специальных веществ - реагентов ; физическими методами разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей ; физико-химическими методами комбинация перечисленных методов. Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению Чтобы свойства пробы бурового раствора соответствовали свойствам циркулирующей жидкости и хранящейся в емкости или земляном амбаре, необходимо уточнять место отбора пробы, ее объем и время между отбором пробы и ее анализом. Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине, пробу следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины устья до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции. Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам насосов. При необходимости характеризовать неоднородность циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из этих «пачек». Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 - 5 л.
Для получения этого объема через каждые 5 - 15 мин отбирают по 0,5 л жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом через сетку от вискозиметра. Существенную роль играет время между отбором пробы и анализом. Газ, вынесенный буровым раствором из скважины, может быстро улетучиться, в результате чего увеличивается ее плотность. Нагретый буровой раствор остывает, и многие характеристики ее изменяются, особенно это сказывается на величинах плотности, вязкости и содержания газа. Поэтому их определяют непосредственно у желобов буровой. Промысловые испытания бурового раствора 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 Однако для качественного управления свойствами бурового раствора, позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных функций, такого набора параметров явно недостаточно. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему.
Прибор АБР-1. В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора рис. Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза. Кроме ареометра поплавкого типа для определения плотности бурового раствора может быть использован рычажный плотномер рис 6. Стабильность и суточный отстой Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы. Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 рис. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываемым раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость.
Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра. Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше. Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0 рис. Испытываемую жидкость осторожно наливают в мерный цилиндр до отметки 100 см3, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части цилиндра.
Этот параметр характеризует способность раствора, используемого при цементировании обсадной колонны, удерживать воду или отдавать ее, расположенным вокруг породам в виде фильтрата. Параметр водоотдачи цементной смеси, наряду с другими немаловажными показателями, такими как, консистенция, плотность, скорость набора прочности и т. Низкий уровень контроля над перечисленными параметрами приводит к нарушениям технологии крепления скважин, результатом которых становится закупоривание затрубного пространства и невозможность продолжения работ.
Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки сольватные слои. Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев. Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок. Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы. Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения прежде всего периодичности силовых воздействий , химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород. На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ не электролитов , так и ионы электролитов. В качестве основных понизителей твердости пород используются кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и различные мыла. Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях, оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение, эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной фазы раствора. Сохранение устойчивости стенок скважины Сохранение устойчивости стенок скважины — непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок — действие горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород. Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины. Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки. Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления например, соли: галит, карналлит и др. Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта.
Показатель фильтрации (водоотдача)
Обычно буровые растворы приготавливаются непосредственно на месте разработки с учетом выдвинутых требований. Растворы для промывки скважинных стволов. В целом, водоотдача бурового раствора зависит от множества факторов, которые нужно учитывать и контролировать при работе на буровых установках. Снижение водоотдачи раствора обеспечивают за счет увеличения содержания солей хлорида натрия и/или кальция в буровом растворе, которые вводят в водный раствор КМЦ. Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения.
Влияние водоотдачи бурового раствора на процесс бурения
При бурении в районе хемогенных отложений рецептура раствора будет включать гидрогели — вещества, насыщенные солями. Иногда бурение производится в районах, где высокий риск обвала. Тогда применяются растворы-ингибиторы. При работе в условиях высоких температур добавляются растворы на основе различных глин — они обладают повышенной термоустойчивостью.
Если наблюдается высокое пластовое давление, используются утяжеленные буровые растворы.
Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального. Максимально допустимая репрессия с учетом гидродинамических потерь должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
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. Модернизированный фильтрационный узел прибора ВМ-6 1. Разобрать прибор и вытереть насухо детали фильтрационного узла.
Смочить водой два листка фильтровальной бумаги и отжать их между двумя сухими листками. Наложить увлажненные фильтры на перфорированный стальной диск. Повернув фильтрационный стакан горловиной вниз, вложить диск с фильтрами в его основание так, чтобы фильтры были обращены внутрь стакана.
Клапан с резиновой прокладкой положить на перфорированный диск. Присоединить к фильтрационному стакану поддон, предварительно наполовину вывернув из него винт. Закрыть клапан фильтрационного узла, ввинтив винт в поддон до упора.
Установить фильтрационный узел на кронштейн. Заполнить фильтрационный стакан испытуемым буровым раствором. Навинтить напорный цилиндр на горловину фильтрационного стакана.
Закрыть игольчатый клапан напорного цилиндра. Заполнить напорный цилиндр маслом. Вставить плунжер в напорный цилиндр.
Приоткрыв игольчатый клапан и выпуская излишек масла из напорного цилиндра в тарелку дать плунжеру опуститься до совпадения нулевого деления шкалы с риской на верхней части цилиндра, после чего игольчатый клапан закрыть. Освободить клапан фильтрационного узла, повернув винт на 1,5 — 2 оборота. Одновременно с открытием клапана заметить по часам время начала замера и записать в лабораторный журнал.
На протяжении 30 минутного замера периодически проворачивать плунжер вокруг оси, чтобы устранить зависание плунжера, вследствие влияния сил трения между плунжером и втулкой. По истечении 30 минут взять отсчет по шкале прибора и записать результат в лабораторный журнал с точностью до 0,5 см3. Открыть игольчатый клапан и дать маслу стечь в тарелку.
Анионы влияют следующим образом. Заказать работы Защитные высокомолекулярные вещества распадаются в воде на крупные молекулы, которые адсорбируются на частичках, создавая вокруг защитный слой. При этом повышаются гидрофильность глинистых частиц и агрегативная устойчивость системы. Макромолекулы таких реагентов, а также слои, образуемые ими на элементарных кристалликах глины, способствуют увеличению плотности фильтрационных корок, в результате чего снижается водоотдача буровых растворов.
Адсорбируясь на гранях и ребрах глинистых частиц, высокомолекулярные соединения в большинстве случаев уменьшают их сцепление друг с другом, снижая вязкость и предельное статическое напряжение сдвига системы. В таблице 7.
Промывочные жидкости
Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость. Буровые растворы на углеводородной основепредставляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной несущей средой является нефть или жидкие нефтепродукты обычно дизельное топливо , а дисперсной взвешенной фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина бентонит. Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.
Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей. Жидкая фаза такого раствора на 60. Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.
Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта. Аэрированные буровые растворыпредставляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями водой, нефтеэмульсиями и др.
Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Использование буровых растворов преследует следующие цели: 1 вынос частиц выбуренной породы из скважины; 2 передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; 3 предупреждение-поступления в скважину нефти, газа и воды; i 4 удержание частичек разбуренной породы во взвешенном со- стоянии при прекращении циркуляции; 5 охлаждение и смазывание трущихся деталей долота; 6 уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины; 7 предотвращение обвалов пород со стенок скважины; 8 уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию. Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований: выполнять возложенные функции; не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели коррозия, абразивный износ и т. Техническая вода- наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость.
Название работы: Свойства бурового раствора, порядок их определения Предметная область: География, геология и геодезия Описание: Свойства бурового раствора, порядок их определения.
Вот некоторые из них: значительно худшая очистка ствола скважины в горизонтальной ее части из-за изменения гидродинамики потока в сравнении с вертикальной частью ствола. Это приводит к зашламлению ствола и прихватам бурильного инструмента. Возникновение избыточного крутящего момента по причине увеличившегося трения, лежащего в горизонтальной плоскости бурильного инструмента. Увеличение кольматации приствольной зоны продуктивного пласта в течение всего периода проходки горизонтальной части ствола. Плохое качество цементирования из-за эксцентричного расположения колонны. Нарушение устойчивости стенок скважины. Более вероятна потеря циркуляции и др. Конечно, многое из перечисленного в зависимости от сложности геологического разреза встречается и при бурении вертикальных скважин, но при равенстве условий вероятность проявления их в горизонтальных скважинах встречается значительно чаще, а тяжесть последствий выше.
Вот почему подбору буровых растворов для бурения сильно искривленных и горизонтальных стволов скважин должно уделяться самое пристальное внимание. При решении этой задачи должен соблюдаться принцип - от простого к сложному. При наличии на месторождении вертикального фонда скважин вначале необходимо решить все вопросы, связанные с их бурением, в том числе и по отработке рецептур буровых растворов, и лишь затем решать вопросы, связанные с особенностями искривленного и горизонтального бурения. Ниже в краткой форме мы перечислим некоторые рекомендации, касающиеся буровых растворов, опубликованные сотрудниками американской компании M-1 Дриллинг Флюидз М-1 Drilling Fluids Co , знание которых, безусловно, упростит решение задач для наших условий. Вполне понятно, что такие растворы должны обладать повышенной универсальностью, т. Наиболее близко удовлетворяют этим требованиям инвертные эмульсии, буровые растворы на нефтяной основе. Они обладают высокой ингибирующей и смазывающей способностью, что является немаловажным по перечисленным выше причинам. К сожалению, их применение ограничено из-за несоответствия высоким экологическим требованиям в большинстве нефтедобывающих районов. В то же время следует отметить, что немало скважин с искривленным и горизонтальным стволами пробурены и на глинистых буровых растворах на водной основе с добавлением полимеров и химических реагентов.
Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, для успешной проводки искривленных и ГС является возможность регулирования плотности раствора. Плотность раствора должна постоянно поддерживаться в узком диапазоне, чтобы обеспечить устойчивость стенок скважины при бурении. Она должна быть достаточно высокой для того, чтобы сдерживать пластовое давление и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время достаточно низкой для того, чтобы не произошло гидроразрыва пород. Исследования, проведенные американскими учеными Б. Ладноу и М. Ченевертом, показали, что с увеличением глубины и угла наклона скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва пласта, как правило, уменьшаются. Эта закономерность справедлива для любых типов коллекторов, что подтверждается промысловыми испытаниями.
Известковые буровые растворы с низким уровнем щелочности и низким содержанием извести являются более термостойкими. Добавление хромата натрия в известковые буровые растворы с целью хотя и даёт положительный эффект, но не предупреждает загустевания раствора. Обычно его вводят в концентрации от 1. Гипсовые буровые растворы имеют низкий уровень рН и следовательно не загущаются так быстро как известковые буровые растворы, однако величина статического напряжения сдвига может быть очень большой. Кроме того, что кальциевые буровые растворы загущаются, при высоких температурах, регулирование водоотдачи таких растворов в условиях высоких температур также затруднено. Они также не обеспечивают сохранению устойчивости стенок скважины, даже при низких температурах. С целью преодоления недостатков кальциевых буровых растворов были разработаны буровые растворы, оказывающие поверхностно-активное действие.
Согласно техническим условиям ТУ У 39-688-81 основным показателем качества глинистого сырья и глинопорошков, предназначенных для приготовления буровых растворов, является выход раствора — количество кубометров раствора взвеси заданной вязкости, получаемого из 1 т глинистого сырья. Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине Большинство буровых растворов при буровых операциях рециркулирует 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 разбивает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом. Буровой раствор поднимается по затрубу — 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 решеток, которые используются для отделения раствора от шлама. Раствор протекает через решетку и возвращается в отстойник. Частицы шлама попадают в жёлоб для удаления.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
К факторам, влияющим на водоотдачу буровых промывочных жидкостей можно отнести время, температуру, давление, проницаемость фильтрационной корки. Функции процесса промывки скважин. Реагенты и добавки для регулирования свойств буровых промывочных растворов. Буровые промывочные растворы. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Измерение водоотдачи буровых растворов. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин.