Растворов и характеризующие их параметры

К основным технологическим свойствам буровых растворов относятся следующие.

1. Плотность раствора. Регулирует гидростатическое давление на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления названных флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований.

Плотность раствора уменьшают при поглощениях, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Плотность измеряется в основном с помощью ареометров или пикнометров. Применяется и автоматизированный контроль плотности при помощи специального комплекта приборов, например АВП-1. В полевых условиях чаще используют ареометры АГ-1, АГ-2 и АГ-3ПП (рис. 1), принцип действия которых основан на сравнении плотностей одинаковых объемов исследуемого раствора и воды.

Рис. 1. Ареометр АГ-3ПП:

1 – груз; 2 – мерный стакан; 3 – поплавок; 4 – стержень;

5 – ведерко для воды

2. Реологические свойства или свойства, связанные с сопротивлением деформированию и течению. Характеризуются вязкостью, динамическим и статистическим напряжениями сдвига, реологическими кривыми зависимости напряжений от скорости сдвига.

Вязкость характеризует прокачиваемость буровых растворов и обусловлена внутренним трением в них. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах (гидроразрыв) и поглощения; хуже очищается раствор от шлама и газа; увеличивается дифференциальное давление на забой; снижаются подача бурового насоса и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока.

Обычно измеряют динамическую, пластическую и условную вязкость. Динамическая вязкость определяется для растворов, не образующих структуры (пресная и соленая вода, полимер-солевые и другие растворы), пластическая – для вязкопластичных (структурированных) жидкостей (глинистые растворы), условная вязкость – для любых растворов, главным образом, в полевых условиях.

Динамическая и пластическая вязкость измеряется с помощью капиллярных или ротационных вискозиметров, а условная - с помощью полевого вискозиметра СПВ-5 (рис.2) Чаще пластическая вязкость определяется на ротационных вискозиметрах ВСН-3 (рис. 3) и РВР.

Рисунок 3 - Схема вискозиметра ВСН-3:

1 - двухскоростной редуктор; 2,4 – синхронные двигатели; 3 – переключатели редуктора; 5 – шестеренка обгонной муфты; 6 – трансмиссионный вал; 7 – измерительная шкала; 8 – шкала крутильной головки; 9 – динамометр; 10 – крутильная головка; 11 – наружный цилиндр (ротор); 12 – внутренний цилиндр (измерительный); 13 – стакан для бурового раствора; 14 – подвижный кронштейн; 15 – корпус прибора

Предельное статическое напряжение сдвига буровых растворов (глинистых, нефтеэмульсионных, водных растворов крахмала, полимерных соединений и других) – это способность их образовывать структуру, застудневать в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании. Это свойство растворов называется тиксотропностью. Для характеристики прочности структуры в покое и при движении приняты два показателя: статистическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС).

Наличие структуры бурового раствора обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая способность раствора. Такой раствор, попавший в пласт, закупоривает его, снижает поглощения и проявления. Однако при этом растут и гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, что может вызвать гидроразрыв пластов и поглощение раствора как при пуске буровых насосов, так и в процессе их работы.

Для предупреждения осаждения шлама буровой раствор при прекращении циркуляции должен быстро образовать структуру достаточной прочности, т.е. обладать высокими тиксотропными свойствами. СНС измеряют обычно через 1 и 10 мин покоя раствора, при этом полученные значения обозначают соответственно Р₁ и Р₁₀. Отношение Р₁₀ – Р₁ характеризует интенсивность упрочнения структуры во времени (t), его тиксотропность.

Динамическое и статическое напряжение сдвига, зависимость напряжений от скорости сдвига определяют на приборах ВСН-3 и РВР. Нередко СНС измеряют на приборе СНС-2, принципиальная схема которого аналогична схеме ВСН-3.

3. Фильтрационные свойства, т.е. свойства, связанные с проникновением компонентов раствора в контактирующие с ним горные породы и пласты с образованием фильтрационной корки. Для характеристики этих свойств измеряют показатель фильтрации и толщину корки.

Показатель фильтрации характеризует способность бурового раствора выделять жидкую фазу, проникающую в горные породы в скважине. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразований в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине.

Для снижения показателя фильтрации растворы обрабатывают дорогостоящими химическими реагентами. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнений.

Следует отметить, что с увеличением показателя фильтрации уменьшается отрицательное влияние дифференциального давления на процесс разрушения горных пород.

Показатель фильтрации измеряется при обычной температуре с помощью приборов ГрозНИИ, ВМ-6 (рис. 4) и ВГ-1М. На приборе ГрозНИИ измерения проводят при перепадах давления до 3 МПа, а на ВМ-6 и ВГ-1М – при 0,1 МПа.

Рисунок 4 – Прибор ВМ-6: 1- фильтрационный стакан; 2 – решетка; 3 – пробка; 4 – основание; 5 – штурвал; 6 – цилиндр; 7 – втулка плунжера; 8 – винт; 9 –втулка цилиндра; 10 – напорный цилиндр

Фильтрация измеряется при статическом или динамическом состояниях раствора. При статической фильтрации раствор находится в покое (приборы ВМ-6, ВГ-1М. ГрозНИИ), при динамической – раствор непрерывно омывает фильтрующую поверхность (фильтр-прессы). При повышенных температурах и перепадах давления фильтрацию определяют на фильтр-прессах различной конструкции.

4. Коррозионные, антикоррозионные свойства растворов. Могут соответственно вызывать коррозию бурильного инструмента (стальные трубы, трубы из сплавов алюминия) и защищать его от воздействия агрессивных сред (сероводород, углекислый газ, минерализованные воды). Для качественной оценки возможного коррозионного действия измеряется водородный показатель рН буровых растворов, характеризующий кислотность (рН < 7) или щелочность их (рН > 7). При рН < 7 интесифицируется коррозия стальных труб, а при рН ³ 10 – труб из алюминиевых сплавов. Регулируя состав фильтрата и рН раствора, можно эффективно бороться с обвалообразованиями. Изменение рН фильтрата в процессе бурения указывает на вероятность каких-либо отклонений величин других показателей раствора от установленных. При высоких значениях рН подавляются процессы ферментативного разложения содержащихся в растворах органических реагентов типа крахмала.

5. Состав и содержание твердой, жидкой и газообразной фаз в буровом растворе.

Содержание твердых примесей характеризует загрязненность бурового раствора песком и недиспергированными частицами глины и других горных пород. С их ростом увеличивается износ бурильных труб, долот, забойных машин, насосов и очистных устройств, повышаются вязкость раствора и толщина глинистой корки. Измеряется этот показатель с помощью отстойников типа ОМ-2 (рис. 5) или мензурки Лысенко.

Рисунок 5. Металлический отстойник ОМ-2:

/ — крышка емкости; 2 — отверстие; 3 — корпус; 4 — пробирка

Содержание газа в буровом растворе контролируется для предупреждения газопроявлений и выбросов, а также для обнаружения газоносных пластов. С ростом газосодержания в растворе ухудшается работа буровых насосов, повышается его вязкость, снижается плотность. Газосодержание раствора измеряется на приборе ВГ-1М или разбавлением водой пробы раствора, залитой в мерный цилиндр. В приборе ВГ-1М в отличие от ВМ-6 втулка удлинена, а шкала разделена на две части – одна для измерения содержания газа, другая – для измерения показателя фильтрации.

6. Кинетическая устойчивость. Характеризует способность бурового раствора сохранять длительное время свойства стабильными. В качестве показателей кинетической устойчивости растворов измеряются стабильность и седиментационная устойчивость, напряжение электропробоя (для растворов на углеводородной основе). Стабильность определяется путем измерения плотностей верхней и нижней частей пробы раствора, выдержанной в течение суток. Если разность плотностей для нормальных и утяжеленных растворов не превышает соответственно 20 и 60 кг/м³, то растворы считаются стабильными.

Седиментационная устойчивость оценивается по количеству отделившейся за сутки дисперсионной среды из определенного объема раствора в результате гравитационного разделения его компонентов. Обычно в мерный цилиндр заливают 100 мл раствора и по истечении 1 сут. берут отсчет количества (в %) отстоявшейся в верхней части дисперсионной среды.

Для характеристики стабильности гидрофобных эмульсионных растворов определяется напряжение электропробоя – электростабильность. Электростабильность измеряется на испытателе гидрофобноэмульсионных растворов ИГЭР-1.

7. Противоизносные и смазочные свойства. Характеризуют способность бурового раствора снижать соответственно износ взаимодействующих тел и потери энергии на трение. Показателем смазочных свойств является коэффициент трения, а противоизносных свойств – скорость изнашивания, интенсивность изнашивания. Степень проявления этих свойств определяется свойствами взаимодействующих тел, энергетическими условиями их взаимодействия, составом и физико-химическими свойствами растворов. Поэтому уровень противоизносных и смазочных свойств буровых растворов оценивается в области практически наблюдаемой энергетической загрузки применительно к тому или иному узлу трения – опорам долот, вооружению долот, бурильным трубам, поршням и клапанам насосов, опорам забойных двитателей.

Показатели противоизносных и смазочных свойств буровых растворов измеряются с помощью различных машин трения: четырехшариковых, Амслера, МКВ-К, Тимкен, АИ-3 и др.

Важная характеристика смазочной способности растворов – коэффициент трения в паре бурильная труба – фильтрационная корка. Существуют различные приборы для измерения силы трения (коэффициента трения) или при движении трубы по корке, или в момент ее страгивания (КТК-2, ФСК-1, ФСК-2 и др.)

8. Теплофизические свойства. Характеризуют буровой раствор как теплоноситель, а также способность его охлаждать (прогревать) инструмент и стенки скважины. Основными показателями теплофизических свойств являются коэффициенты теплоемкости, теплопроводности и температуропроводности.

Для охлаждения долота раствор должен обладать высокими теплофизическими свойствами. Этому требованию отвечают растворы с водной дисперсионной средой. При разбуривании многолетнемерзлых пород буровой раствор, напротив, должен иметь минимальные значения теплофизических констант, низкую исходную температуру. В этих условиях лучше сохраняют устойчивость стенок скважины предварительно охлажденные растворы, газообразные агенты, растворы с низкой теплоемкостью и теплопроводностью.

9. Электрические свойства – это удельные электрическое сопротивление и электропроводность раствора. Уровень этих показателей определяется степенью минерализации среды. Высокоминерализованные растворы имеют низкие электрические сопротивления. При их применении затрудняется проведение геофизических исследований, основанных на измерении электрического сопротивления пород. Для оперативного и качественного проведения этих исследований удельное сопротивление раствора должно быть не менее 0,5 Ом × м.