Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора ρ б.р выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ б.р должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 3.2 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К, (проектного или фактического).

Глубина скважины
(интервал), м

для нефтена-
сыщенных
пластов

для газоносных, газоконденсатных пластов,
а также пластов в неизученных
интервалах разведочных скважин

К указанному в табл. 3.2 значению репрессии добавляется величина

Cуммарная репрессия на пласт

Величину ρ б.р необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

ρ б.р =(ρ пл +∆ρ Σ )/gH (3.3)

Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощения.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

(3.4)

Рациональная плотность аэрированною бурового раствора вычисляется из уравнения

(3.5)

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением.

Источник

Плотность буровых растворов

В статье мы рассмотрим следующие темы касающиеся плотности или удельного веса бурового раствора:

Как измерить плотность бурового раствора

Я знаю 2 способа замера: ареометр и весы Вестфаля. В этом видео показан способ замера ареометром(смотреть с 10:07):

Правда там без объяснения, но в целом так: наливаем в чашку ареометра раствор, закрываем и бросаем ареометр в воду. На шкале ареометра будет показана плотность.

Вот видео по весам Вестфаля(на английском, но что есть), смотрим с 0:20:

Я ареометром не пользовался, мне ближе весы Вестфаля, выглядят они так(боевая фотка с полей):

Конечно весы могут отличаться по фирме производителя, виду, цвету.

Тарирование весов Вестфаля

Если показания вас сильно смущают, то не поленитесь и оттарируйте весы, даже если вы недавно их тарировали. На своем опыте обжигался, когда обнаруживал заметный рост и не мог понять причину, а виной был намерзший кусочек льда).

На что обратить внимание при замере плотности промывочной жидкости:

Как рассчитать количество утяжелителя

Плотность мерить умеем. Теперь нам нужно уметь рассчитывать количество утяжелителя для получения нужной плотности.

Для этого мы воспользуемся экселевским файлом с забитыми формулами. В этом файлике выбираем лист «Расчет утяжелителя» и там, кроме таблицы основного расчета будет таблица плотностей утяжелителей, выглядит она так:

Здесь мы видим плотности самых популярных утяжелителей и максимальную плотность, до которой можно утяжелится используя их.

Расчет смешивания растворов

Тут я напишу формулу и посчитаю сам:

ρ_{смешанного}=1,183 г/см 3

Используем экселевский файл выбираем лист смешивание(снизу)

Забиваем все белые ячейки, для нашего варианта получается так:

Как мы видим плотность и там и там одинакова, используйте удобный для вас способ.

Источник

Показатели свойств буровых растворов

Ареометр АГ-ЗПП (рисунок 26) состоит из мерного стакана 5, поплавка 4 со стержнем 3 и съемного грузика 6; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 1, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Рисунок 26. Ареометр АГ-ЗПП

2- ведерко для воды

Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром.

Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше времени потребуется для его вытекания.

Рисунок 27. Стандартный вискозиметр СПВ-5

Рисунок 28. Прибор для определения показателя

11-чашка для фильтра

Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Единица измерения водоотдачи – см 3 /30 мин. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 (рисунок 28).

Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 5 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 8, до его открытия фильтрация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр.

В цилиндр 3 входит плунжер 1 с грузом-шкалой 2, создающей давление 0,1 МПа.

Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 4. После создания давления открывается канал 8 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза опускается. Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах.

Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.

В условиях лаборатории для определения толщины корки пользуются прибором Вика. 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.

Рисунок 29. Прибор Вика для определения

толщины фильтрационной корки

Стеклянную пластинку с помещенной на ней фильтром с коркой глины кладут на плиту 9. Перед тем как провести замер, указатель прибора 3 устанавливают на нуль и затем, придерживая стержень рукой, измеряют толщину корки в шести точках во взаимно перпендикулярных направлениях. По полученным шести замерам определяют среднюю толщину корки в миллиметрах.

Для определения статического напряжения сдвига пользуются специальным прибором СНС-2 (рисунок 30), основанным на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Рисунок 30. Прибор СНС-2 для измерения

статического напряжения сдвига:

4-трубка для защиты проволоки;

5 – электродвигатель с редуктором;

В стакан 3 заливают 120 см 3 предварительно хорошо перемешанного глинистого раствора. При этом надо следить, чтобы уровень раствора в стакане совпадал с верхним основанием цилиндра 2 после его погружения в раствор. Нулевое деление калибровочного диска 6 устанавливают против указателя 8. Затем раствор оставляют в покое в течение 1 мин, после чего включают электродвигатель 5, который через передачу медленно вращает столик 7 и установленный на нем стакан 3 с глинистым раствором. Вследствие взаимодействия между стенками цилиндра и жидкостью подвесной цилиндр 2 вращается вместе с жидкостью, а стальная проволока, на которой подвешен цилиндр, закручивается и оказывает сопротивление его вращению. Когда сила сопротивления, стремящаяся вернуть проволоку в исходное положение, будет равна предельному статическому напряжению сдвига, умноженному на величину соприкасающейся с жидкостью поверхности цилиндра, наступает равновесие двух противоположно направленных сил и вращение цилиндра прекращается.

Содержание песка. Металлический отстойник ОМ-2 (рисунок 31) представляет собой цилиндрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка 4 объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка 1, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (при заполнении до краев объем ее составляет 50 мл).

Рисунок 31. Отстойник ОМ-2

4 – сменная пробирка

Значение рН определяют либо колориметрическим путем (но окраске индикатора), либо электрическим путем.

Сущность колориметрического метода заключается в изменении цвета лакмусовой бумаги с красного на фиолетовый, а затем на синий по мере роста рН от 5 до 9. Применение колориметрического метода затруднительно вследствие непрозрачности глинистых растворов. Точные измерения рН следует проводить электрическим методом.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Свойства плотности бурового раствора (адаптировано)

Схема приготовления бурового раствора.

Основной прибор имеет два деления [ scale divisions] : первое для плотности бурового раствора в диапазоне [ range] 900-1700 кг/м³, а второе – 1600-2400 кг/м³. Причем в первом случае груз находится на мерном стакане, а во втором он снят.

Способ контролировать структуру и свойства бурового раствора

Во время бурения возникает необходимость определения плотности буровых растворов. Для этого уже давно разработан ряд способов и формул.

Измерительные работы [measurement] бурового раствора выглядят следующим образом:

Калибровка весов [ balance calibration] : особенности

Свойства бурового раствора

Есть пять основных моментов, по которым составляется характеристика раствора:

Схема оптимизации состава буровых растворов.

Если это значение будет повышенным, то могут возникнуть неприятности, а именно:

Механизм возникновения дифференциального прихвата во время бурения

Если присутствует эквивалентная плотность [equivalent weight] шлама, то проблем с очисткой ствола скважины не возникнет.

Дополнительные моменты

Современные бригады очень часто сталкиваются с такой проблемой, как путаница величин. Как упоминалось выше, отечественное измерение принято считать 1 г на 1 см³ (кг/м³), а за границей параметры обозначаются в фунтах на галлон. Поэтому при произведении вычислительных соотношений можно очень сильно запутаться.

Итак, специфических формул для вычисления плотности бурового раствора не существует. Для облегчения и решения такой задачи есть специальные инструменты. Но при солидных работах об этом всегда заботятся заранее.

Источник

Блог «Альянс ПРО»

О переводах, обучении переводчиков и копирайтинге

Блог » ШКОЛА » Полезности » Нефтегаз » Свойства плотности бурового раствора (адаптировано)

Свойства плотности бурового раствора (адаптировано)

Схема приготовления бурового раствора.

Основной прибор имеет два деления [ scale divisions] : первое для плотности бурового раствора в диапазоне [ range] 900-1700 кг/м³, а второе – 1600-2400 кг/м³. Причем в первом случае груз находится на мерном стакане, а во втором он снят.

Способ контролировать структуру и свойства бурового раствора

Во время бурения возникает необходимость определения плотности буровых растворов. Для этого уже давно разработан ряд способов и формул.

Измерительные работы [measurement] бурового раствора выглядят следующим образом:

Калибровка весов [ balance calibration] : особенности

Свойства бурового раствора

Есть пять основных моментов, по которым составляется характеристика раствора:

Схема оптимизации состава буровых растворов.

Если это значение будет повышенным, то могут возникнуть неприятности, а именно:

Механизм возникновения дифференциального прихвата во время бурения

Если присутствует эквивалентная плотность [equivalent weight] шлама, то проблем с очисткой ствола скважины не возникнет.

Дополнительные моменты

Современные бригады очень часто сталкиваются с такой проблемой, как путаница величин. Как упоминалось выше, отечественное измерение принято считать 1 г на 1 см³ (кг/м³), а за границей параметры обозначаются в фунтах на галлон. Поэтому при произведении вычислительных соотношений можно очень сильно запутаться.

Итак, специфических формул для вычисления плотности бурового раствора не существует. Для облегчения и решения такой задачи есть специальные инструменты. Но при солидных работах об этом всегда заботятся заранее.

Источник