Свойства очистных агентов

Для выполнения указанных выше задач, выполняемых очистным агентом, очистные агенты должны обладать определенными свойствами, параметры которых должны соответствовать конкретным условиям бурения.

Основными свойствами очистных агентов являются:

- плотность;

- условная вязкость;

- водоотдача или фильтрация;

- толщина фильтрационной корки;

- статическое напряжение сдвига;

- показатель седиментации (содержание песка);

- электрическое сопротивление;

- коэффициент теплопроводности;

- удельная теплоемкость;

- термический коэффициент объемного расширения;

и еще ряд свойств, имеющих частное уточняющее значение

Каждое из указанных свойств характеризуется определенным диапазоном количественных значений, величиной которых можно управлять в зависимости от конкретных условий бурения.

Плотность - rрезко различается в зависимости от фазового состава очистного агента:

- для воздухаона 1,29 кг/м³ или 0,0013г/см³ т.е. воздух в 769 раз легче воды.

- дляпены принят показатель степени аэрации α, равный объемному отношению газа к жидкости. Для пены принят от 300 до 60, при этом плотность пены составит примерно от 0,03 до 0,017 г/см³ .

- для аэрированной жидкости плотность составляет от 0,6 до 0,9 г/см³ .

-для промывочных жидкостей плотность может варьировать в пределах от 0,8 до 2,0 и даже до 2,5 г/см³ .

Значение плотности очистного агента зависит от наличия пористых пластов, в которых пластовое давление отличается от гидростатического давления, создаваемого очистным агентомР_гс = r ·g ·h.Последнее особо важно при бурении нефтегазовых скважин. Если плотность очистного агента создает гидростатическое давление больше пластового, Р_{гс >} Р_пл,то при бурении геологоразведочных скважин будет происходить поглощение промывочной жидкости; при бурении нефтегазовых скважинпромывочная жидкость, проникая в продуктивный пласт, затрудняет извлечение полезного компонента.

Геофизики связаны с определением плотности очистного агента в двух случаях: главное, прогнозирование возможного пластового давления по разрезу скважины, и потребность подбирать вес геофизических приборов в скважины при повышенной плотности промывочной жидкости.

Вязкость. В геологоразведке обычно оценивается условная вязкость, при бурении нефтегазовых скважин, кроме условной, оцениваетсяеще пластическая и эффективная вязкость. Условная вязкость оценивается по сравнению с водой -

Вода (500мл.) вытекает из мерной воронки за 15 секунд, Большинство промывочных жидкостей имеют вязкость немного больше чем у воды – 17 – 20 сек. Повышенная вязкость достигает 25- 35- 45 сек. и более до состояния НТ (не течет0,

При бурении в нормальных условиях величина вязкости желательна минимальной. Повышают вязкость , главным образом, для борьбы с поглощением промывочной жидкости,

Для геофизиков повышенная вязкость нежелательна, т.к. затрудняет спуск и подъем геофизических приборов в скважине.