видео замер параметров бурового раствора

Видео замер параметров бурового раствора

Буровые растворы запись закреплена

Реологические свойства растворов при низких скоростях сдвига и внсс
Развитие технологий направленного бурения, бурения с большим отходом забоя от вертикали и горизонтального бурения, а также использование биополимеров в составе буровых растворов существенно изменили представление о реологических параметрах растворов, необходимых для качественной очистки искривленного ствола скважины. В ходе проведения многочисленных лабораторных исследований и промысловых опытов было обнаружено, что показания вискозиметра Фанна при 3 и 6 об/мин имеют лучшую корреляцию с оценками качества очистки ствола скважины, чем значения динамического напряжения сдвига растворов. Кроме того, по результатам этих измерений можно оценивать способность растворов удерживать барит в динамических и статических условиях. Об этом подробнее рассказывается в главах, посвященных осаждению барита и очистке скважины от шлама. В дополнение к вышесказанному было обнаружено, что ВНСС, создаваемая сетью полимеров в системах с ксантановой смолой, способствуют значительному повышению качества очистки горизонтальных и наклонных участков ствола скважин и удержанию твердой фазы во взвешенном состоянии. ВНСС измеряется с помощью вискозиметра Брукфильда при скорости сдвига 0,3 об/мин (эквивалент 0,037 об/мин на ротационном вискозиметре).

Рис. 2 демонстрирует тот факт,что растворы, имеющие практически одинаковые вязкости при 3 и 6 об/мин ротора вискозиметра Фанна, могут очень сильно различаться по значениям ВНСС. Эти реологические значения при низком сдвиге заполняют пробел между традиционными динамическими измерениями пластической вязкости и ДНС и статическими измерениями СНС.

Тиксотропия и статическое напряжение сдвига
Тиксотропия — это свойство некоторых жидкостей образовывать внутреннюю трехмерную структуру в статических условиях,которая разрушается при сдвиге. Большинство буровых растворов на водной основе проявляют тиксотропные свойства благодаря присутствию электрически заряженных твердых частиц или полимеров, способных образовывать внутреннюю структуру. Значения статического напряжения сдвига, измеренные после 10 секунд и 10 минут выдержки раствора в покое,а в критических ситуациях после 30 мин, с помощью вискозиметра Фанна отражают степень тиксотропности раствора. Величина статического напряжения сдвига зависит от содержания и типа твёрдой фазы бурового раствора, времени выдержки раствора в покое, его температуры и химической обработки. Иными словами,все, что способствует или препятствует сближению и флокуляции частиц, будет усиливать или ослаблять тенденцию к структурообразованию.Скорость образования и прочность внутренней структуры бурового раствора важны для удержания в растворе выбуренной породы и материала-утяжелителя. Требования к значениям статического напряжения сдвига исходят именно из удовлетворения данной способности бурового раствора. При этом избыточная прочность структуры раствора (т. е. выше необходимой для обеспечения удержания шлама и материала утяжелителя) недопустима. Избыточно высокое статическое напряжение сдвига бурового раствора является причиной следующих осложнений:

Удержания воздуха или пластового газа в растворе.
Избыточного давления на насосах и в скважине при восстановлении циркуляция раствора после спускоподъёмной операции.
Снижения эффективности работы оборудования системы очистки раствора.
Сильного поршневого эффекта(депрессии) в кольцевом пространстве скважины при подъеме бурильной колонны.
Высокой репрессии на стенки скважины при спуске бурильной колонны.
Невозможности спуска геофизического оборудования до забоя.
Прогрессирующее или мгновенное структурообразование может указывать на наличие проблем в системе раствора. Большая разница между начальными показаниями СНС и показаниями через 10 или 30 мин называется прогрессирующим структурообразованием и свидетельствует оскоплении твердой фазы. Если начальное значение СНС и значение через 10 мин являются высокими и разница между ними невелика, то это говорит о мгновенном структурообразовании и может указывать на то, что произошла флокуляция. В системах с ксантановой смолой в основном значения СНС высокие и плоские, но причина заключается в образовании полимерной сети. Помимо этого, структурообразование биополимерные системы на основе ксантановой смолы также является хрупким, и структура легко разрушается. Хрупкое структурообразование характерно для полимерных буровых растворов. На Рис.3 представлены различныетипыструктурообразования в буровых растворах.

Статическое и динамическое напряжение являются мерой сил притяжения в растворе. Начальное статическое напряжение сдвига характеризует статические силы притяжения, а динамическое напряжение сдвига— динамические. Следовательно,при избыточном начальном СНС применяется та же обработка, что и при избыточном ДНС. Жидкости с тиксотропной структурой обладают своеобразной «памятью», что следует учесть при исследовании реологических свойств буровых растворов. Если жидкость пробыла в состоянии покоя в течение определенного времени перед измерением напряжения сдвига при определенной скорости сдвига, потребуется определенное время при заданной скорости сдвига прежде, чем можно будет измерить уравновешенное напряжение сдвига. Все связи между частицами, которые могут быть разрушены при данной скорости сдвига, должны быть разрушены,иначе измеренное напряжение сдвига окажется выше, чем истинное уравновешенное напряжение сдвига. Необходимое время зависит от внутренней структуры образца. После измерения при 600 об/мин и снижения скорости сдвига до 300 об/мин жидкость «помнит»свое состояние при 600 об/мин.Требуется некоторое время для того, чтобы восстановились некоторые связи между частицами,которые могут существовать при пониженной скорости сдвига,прежде чем можно будет измерить истинное уравновешенное напряжение сдвига. Такое напряжение сдвига сначала будет слишком низким, но постепенно увеличится и достигнет равновесия. Первое измеренное значение напряжения сдвига при любой скорости сдвига является функцией непосредственной истории сдвига данного образца. Если начальное СНС раствора измеряется непосредственно после его сдвига при 600 об/мин, показанное значение будет ниже, чем истинное напряжение сдвига раствора. Так как образование или разрушение гелевой структуры зависит от времени, существует множество путей перехода от одной скорости сдвига к другой. Это показано на Рис.4.

Сплошная кривая соответствует равновесным условиям замеров — в каждой ее точке достигнуто устойчивое значение показаний вискозиметра. Если в точке A начать быстро снижать скорость сдвига, то реологическая кривая течения во всех точках(кроме A) окажется ниже, чем равновесная кривая.Если теперь вискозиметр остановить и подождать некоторое время, пока в растворе образуется достаточно прочная структура,то включив вискозиметр при минимальной скорости, получим точку B, лежащую выше равновесной кривой. Быстро увеличивая скорость сдвига, получим новую реологическую кривую, все точки которой находятся выше равновесных значений. Достигнув точки C можно дождаться снижения показаний до равновесного значения в точке A.Кривой ВС можно следовать,если раствор плохо обработан. Это приведет к значительному увеличению давления циркуляции. Для достижения точки равновесия А может потребоваться длительное время. Правильно обработанные растворы следуют по более короткому пути для достижения равновесия, что приводит к более низкому давлению закачки.

Влияние температуры и давления на вязкость раствора
Увеличение температуры и давления влияет на вязкость жидкой фазы буровых растворов. Этот эффект сильнее сказывается на инвертно-эмульсионных растворах, чем на растворах на водной основе. Минеральные и синтетические масла разжижаются при повышении температуры более интенсивно, но при этом различные системы растворов на углеводородной и синтетической основе поразному реагируют на изменение температуры.Растворы на водной основе являются почти идеальными с гидродинамической точки зрения жидкостями, т.к. они практически несжимаемы. Растворы на углеводородной или синтетической основе, напротив, в той или иной степени подвержены сжатию под давлением. Их способность сжиматься варьируется в зависимости от основы раствора, соотношения углеводородная основа/вода или синтетическая основа/вода, а также от используемых добавок.В особенно сложных условиях бурения необходимо учитывать влияние температуры и давления на параметры бурового раствора.Это влияние на вязкость раствора можно определить с помощью ротационного вискозиметра высокого давления и температуры, такого как FannModel 50 (для растворов на водной основе), FannModel 70/75 или HuxleyBertram(для растворов на углеводородной или синтетической основе).Методика API для определения влияния температуры и давления
Температурная константа (β) для каждого раствора должна определятся для каждой скорости сдвига.
Константа давления (α) должна определятся для каждого бурового раствора.

Источник

Video zamer parametrov burovogo rastvora

Условная вязкость. Статическое напряжение сдвига. Водородный показатель. Фильтратоотдача.Подробнее

MBT / Химический анализ бурового раствора РУОПодробнее

Система очистки бурового раствораПодробнее

Замер бурового раствораПодробнее

Плотность бурового раствора. Реологические свойства буровых промывочных жидкостейПодробнее

Решения по буровым растворамПодробнее

Функции и назначение буровых растворов. Технологии нефтедобычи.Подробнее

Замес бурового раствораПодробнее

Системы для очистки бурового раствора от шламаПодробнее

Поглощение бурового раствора и борьба с поглощением бурового раствораПодробнее

Бентонит для бурения скважин и ГНБ. Тест на выход раствора.Baroid Tunnel Gel +Подробнее

Определение жесткости воды.Подробнее

Буровая Пятиминутка No.13. Расчет объема бурового раствораПодробнее

Что такое pH простыми словамиПодробнее

Ликвидация поглощений бурового раствораПодробнее

3d анимация бурения нефтяной скважиныПодробнее

Мониторинг параметров при бурении скважин. Бурение скважин с большим отходом. Помбур должен знать.Подробнее

Бурение скважины при полном поглощении бурового раствора.Подробнее

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Параметры буровых растворов и методы их измерения

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение.

Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами 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:

Свойства бурового раствора регулируют:

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины.

Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

Источник

Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы: весы рычажные, ареометр АБР-1(2). Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВБР-1(2), воронки Марша; определение реологических параметров – с помощью ротационного вискозиметра, определение фильтратоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 либо фильтр-пресса. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2 (ОП-2), стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора используются тестер предельного давления и прибор КТК-2.

Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см. Приложение к проекту и табл.7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 2 часа, в осложненных условиях – через 0,5 часа. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных условиях определяются 2 раза за смену (продолжительность смены – 12ч), в осложненных условиях – через каждые 2 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.

Очистка бурового раствора

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 7.8) и амбара для сбора отходов бурения скважины.

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R3. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R4, после очистки на котором по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), илоотделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R6. Очищенный на центрифуге раствор по линии R7 возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R8.

Шлам с вибросит и с центрифуги по линиям R9 – R12 поступает в амбар (14).

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 7.8.

Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Гламин, Поликсан, Реамил, Амилор, ПолиКР-Ф соблюдать общие правила безопасности – при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na₂CO₃, ГКЖ соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами – применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошок, CaCО₃, КССБ, крахмальный реагент, биополимер) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

При попадании CaCО₃ на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки – протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидом, пеногасителем, ингибитором глин производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

7.5 Оборудование для приготовления и очистки бурового
раствора

Источник