Определение реологических показателей

Во всех приборах используется разработанная Сейвинзом и Роупером конструкция, которая позволяет очень просто рассчитывать пластическую вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига по двум измерениям при частоте вращения 600 и 300 об/мин. Определение h_пл, t₀ и h_эф(кажущейся или эффективной вязкости) производится по следующим зависимостям:

 

h_пл=d₆₀₀-d₃₀₀, где

d₆₀₀ и d₃₀₀ – показания в единицах шкалы прибора при 600 и 300 об/мин соответственно

 

t₀=3(d₃₀₀-h_пл)

h_эф= d₆₀₀/2 или же по иному h_эф=h_пл+t₀/6

Имея значения h_эф, можно вычислить и приближенное значение условной вязкости по следующей формуле:

УВ=14, 7+0, 87h_эф+0, 01h_эф²

В настоящее время нефтегазовая промышленность располагает несколькими типами вискозиметров, при помощи которых можно определять реологические показатели буровых растворов.

Отечественный вискозиметр ВСН-3 имеет пять скоростей (600, 400, 300, 200) – для замера h_пл и t₀ и 0, 2 об/мин – для замера СНС.

Ручной ротационный вискозиметр “Rheometer Fann» – двухскоростной (600 и 300 об/мин).

Фирма Baroid предлагает 12 скоростную модификацию вискозиметра «Fann”: 600, 300, 200, 180, 100, 90, 60, 30, 6, 3, 8 и 0, 9 об/мин.

OFJ Testing Equipment имеет вискозиметр с 8 скоростями: 600, 300, 200, 100, 60, 30, 6 и 3 об/мин.

Для адекватной оценки напряжений при низких скоростях сдвига некоторые фирмы (MIDE) рекомендуют использовать вискозиметр Брукфильда, как обеспечивающий чрезвычайно низкий градиент скорости.

Принцип измерения на примере вискозиметра «Rheometer Fann» - в приложении (лабораторные работы).

 

Показатели свойств буровых растворов

 

Стабильность буровых растворов можно рассматривать как способность их сохранять основные заданные параметры (плотность, фильтрацию, структурно-реологические показатели, Рн, С_тв.ф. и С_минер.) определенное время: чем больше промежуток времени до последующей обработки буровых растворов, проводимой с целью восстановления тех или иных показателей, тем выше стабильность.

Стабильность находится в прямой зависимости от эффективности действия используемых реагентов –стабилизаторов (они же – понизители фильтрации): полиакрилатов (гивпан, Sуран, НР и т.п.), полисахаридов (КМЦ, КМК, Fio-Trol и т.п.), в меньшей мере – лигносульфонатов (КССБ или ее аналогов) и гуматов (например, УЩР). В обратной зависимости находится интенсивность бурения (м.прох./час): чем выше скорость проходки, тем чаще приходится осуществлять ввод реагентов-стабилизаторов. Это объясняется активностью поступления в буровой раствор выбуренного шлама и смещением в отрицательную сторону баланса реагент-стабилизатор: твердая фаза и реагент-стабилизатор: водная среда (в случае разбавления его для пополнения объема). Негативными факторами являются характер разбуриваемых пород (активно диспергирующие глинистые отложения, наличие в разрезе пропластков агрессивных солей), длительные простои без промывки в условиях высоких забойных температур, проведения специальных работ в скважинах (цементаж – поступление цемента, ИПТ – поступление пластовой воды в буровой раствор) и ряд других факторов.

Ввод реагентов-стабилизаторов, учитывая все вышеперечисленные факторы, может осуществляться от одного раза в сутки до одного раза в 4-5 суток.

Фильтрация (водоотдача) бурового раствора является весьма важным показателем и ее регламентирование для конкретных условий бурения всегда сопряжено с определенными трудностями.

При бурении в неустойчивых глинистых отложениях, как правило, закладывают значения фильтрации не выше 6 см³/30мин, а зачастую не выше 4-5 см³/30мин. Также нежелательны высокие значения фильтрации при вскрытии продуктивных пластов с целью предотвращения их загрязнения.

С другой стороны, многочисленными экспериментальными и промысловыми данными доказано, что снижение фильтрации (особенно в малопроницаемых породах) весьма негативно отражается на механической скорости бурения, что объясняется действием давления, удерживающего частицы породы на забое. Когда частица породы начинает отрываться от забоя, под ней создается вакуум, если достаточное количество жидкости не пополнит образующуюся трещину, скорость, с которой трещина через поры породы будет заполнена фильтратом бурового раствора, зависит от проницаемости породы, разности между давлениями столба раствора и пластом, а также от коркообразующей способности раствора. С учетом вышеизложенного крайне важно знать величину фильтрации бурового раствора в забойных условиях (определяется, как правило, на стационарных установках в лабораторных условиях и в 1, 5-2, 5 раза выше значений, полученных при обычных температурах: степень превышения зависит от типа бурового раствора, забойных температур и качества используемых химреагентов).

Зная величину фильтрации в забойных условиях можно прогнозировать относительное снижение % механической скорости по формуле НПО «Бурение»:

 

Для измерения фильтрации используются как отечественные приборы (ВМ-6, фильтр-пресс со сжатым воздухом), так и зарубежные фильтр-прессы, в которых давление создается углекислым газом или азотом. Порядок проведения измерений дан в приложении «Измерение физико-механических показателей буровых растворов» (лабораторные работы).

Содержание песка, твердой и коллоидной фазы

Экспериментальные работы и опыт бурения показали, что эффективность разрушения горных пород повышается с уменьшением содержания твердой фазы, так, по данным АНИ, процентное снижение механической скорости при увеличении содержания твердой фазы на 1% (объемный) в диапазоне от 4 до 12% составляет:

Для барита – 2, 6

для шлама – 4, 8

для глины –6, 7

Таким образом, наиболее существенное влияние на снижение механической скорости проходки оказывает глинистая фаза. Это связано с тем, что скорость бурения зависит не только от объемного содержания твердых частиц в растворе, но и от характера распределения их по размерам.

Так, при бурении с промывкой раствором, содержащим частицы размером менее 1 мкм (коллоидная система), скорость проходки кратно ниже, чем при использовании раствора, содержащего такое же объемное количество твердых частиц, по размерам более 1 мкм. При бурении с обработкой бентонитового раствора лигносульфонатами содержание частиц менее 1 мкм возрастает с 13% до 80%, а при обработке того же раствора акриловыми полимерами количество частиц менее 1 мкм снижается до 6%.

Выше сказанное объясняет, почему при одинаковом содержании твердой фазы скорость проходки при бурении с промывкой раствором с диспергированной твердой фазой обычно бывает намного ниже, чем при применении полимерных бентонитовых растворов с недиспергированной твердой фазой. Поэтому вполне объяснимым является тот факт, что в настоящее время проходка на растворах с низким содержанием твердой фазы составляет 50%, при этом мех.скорость бурения увеличивается на 35-40%, а проходка на долото на 30-40%.

Весьма важным для выработки технологически обоснованных требований к составу и свойствам бурового раствора имеет выявление взаимосвязи объемного содержания глинистой фазы в растворе с его технологическими свойствами и показателями бурения, для чего предлагается следующее выражение:

V_мех=V_м.о.× е^{-ВСтв.ф.},

где V_м.о.- скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы, м/час;

“В” – константа, учитывающая природу твердой фазы;

Ств.ф.- содержание твердой фазы, % объемные.

В зависимости от состава твердой фазы бурового раствора константа “В” имеет следующие значения:

Бентонит – 0, 10

шлам – 0, 048

барит – 0, 025

Если скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы принять за 100%, то V_мех=100е^{-ВСтв.ф.}.

Наиболее высокий рост падения показателей бурения происходит при возрастании концентрации бентонита до 2% (объем.)

Содержание песка, твердой и коллоидной фазы определяется по методикам, представленным в приложении.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: