ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Отличительная особенность вращательного способа бурения - при­менение промывки скважин в процессе бурения. При бурении буровой 'раствор прежде всего должен выполнять следующие функции:

удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортиро­вать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений;

оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, пред­упреждая их обрушение;

передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

Разные требования к составу и качеству бурового раствора в зависи­мости 01 геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов.

1. Буровой раствор па водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с низкой концепт рацией твердой фазы - полимерглинистые и безглинистые и т. п.);

2. Буровые растворы на неводной основе (растворы на углеводород­ной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты);

3. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлоп­ные газы, двигатели внутреннего сгорения);

4. Аэрированные буровые растворы и пены.

Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологи­ческих условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

§ 2. Буровые растворы на водной основе

Из буровых растворов на водной основе широко используют гли­нистые растворы.

Глинистый раствор как коллоидно-суспензионная система. Под гли­нистым раствором понимают коллоидно-суспензионную систему, со­стоящую из глины, воды и частиц выбуренной породы. Чтобы лучше понять природу и свойства глинистых растворов, рассмотрим вопрос о смесях твердых веществ с жидкостями. При смешивании разных веществ с водой можно получить следующее:

1) истинные растворы - однородные и прозрачные растворы, не из­меняющиеся при самом долгом храпении;

2) коллоидные растворы - более или менее мутные растворы, при хранении постепенно превращаются в студень;

3) суспензии (взвеси) - мутные смеси твердых веществ с водой, очень быстро разделяющиеся вследствие осаждения твердых тел на дно.

В суспензиях твердые частицы бывают размерами от 1 до 0,0001 мм; у коллоидных растворов они достигают величины от 0,0001 до 0,000001 мм. Частицы истинного раствора состоят из отдельных моле­кул, а частицы коллоидного раствора - из скопления многих десятков и сотен молекул. Свойства коллоидных растворов и суспензий зависят от удельной поверхности частиц и их поверхностных свойств. Общая поверхность частиц, находящихся в 1 см³ коллоидной системы, называ­ется удельной поверхностью.

Вода может по-разному действовать на поверхность частиц, что объясняется различными поверхностными свойствами. Если сила сцеп­ления между молекулами твердого тела и молекулами воды сильнее сил сцепления между молекулами воды, то вода прилипнет к поверхности тела и останется на ней даже после извлечения твердого тела из воды. Если же взаимодействие между молекулами воды сильнее, они не прилипнут к поверхности тела-смачивания не будет. Тела, смачиваю­щиеся водой, называются гидрофильными, а не смачивающиеся - гидро­фобными. Гидрофильные коллоидные частицы в воде покрыты прочной гидратной (водяной) оболочкой. Чем лучше прилипает вода, тем проч­нее и толще оболочка.

Испытание разных коллоидных растворов показывает, что коллоид­ные частицы заряжены или положительно, или отрицательно. Частицы, находящиеся в растворах, отличаются друг от друга размерами, смачиваемостью и электрическими зарядами. Чем крупнее частицы, тем быстрее они осядут под действием силы тяжести. Осаждение частиц в коллоидных растворах под действием силы тяжести называется седи­ментацией. Чем выше степень дисперсности, тем устойчивее коллоид­ный раствор. Частички коллоидного раствора непрерывно двигаются в воде. Когда поверхности столкнувшихся частичек соприкасаются, частицы могут прилипнуть друг к другу. Слипшиеся частицы облепля­ются другими. Комок слипшихся частиц становится тяжелее и падает на дно. Слипание коллоидных частиц называется коагуляцией.

Гидратная оболочка у гидрофильных коллоидных растворов препят­ствует слипанию. Чем лучше смачивается частица, тем более она защищена от слипания. Гидрофобные частицы совсем не защищены гидратной оболочкой. Раствор, приготовленный из самых маленьких частичек гидрофобного вещества, быстро коагулирует. Гидрофобные частицы не слипаются только в том случае, если они имеют одинаковый электрический заряд. Итак, гидрофильные частички защищены от слипания гидратными оболочками и электрическими зарядами. Гидро­фобные частицы защищены от слипания только электрическим зарядом. Когда коллоидный раствор находится в покое, все частицы постепенно слипаются вместе своими концами. В растворе получается сплошная сетка из твердых коллоидных частиц. Вода остается в ячейках сетки и не может свободно перемещаться. Раствор становится прочным, похожим на студень. Сетка, образующаяся в коллоидном растворе, называется, структурой, а появление се в растворе - структурообразованием. При обычной коагуляции частички, слипаясь друг с другом всей поверхностью, выпадают в осадок. При неполной коагуляции частички, сли­паясь только концами, не выпадают в осадок, а образуют структуру. При сильном встряхивании или перемешивании раствора структура разрушается. Раствор при этом становится жидким, подвижным и не имеет упругих свойств. При неподвижном состоянии частицы опять слипаются и раствор постепенно загустевает. Свойство раствора разжижаться при стряхивании и загустевать при стоянии называется тиксотропией.

Глинистый раствор состоит из частичек глины, находящихся в воде Частицы глины в растворе имеют разные размеры - от крупных частиц суспензии до коллоидных частиц. Глинистый раствор-смесь коллоид­ных частиц и более крупных частиц, образующих суспензии. Поэтому глинистый раствор называется коллоидно-суспензионной системой. Хо­тя коллоидных частиц в глинистом растворе мало, глинистый раствор ведет себя как коллоидный. Глинистый раствор устойчив, благодаря защите частиц гидратными оболочками и наличию электрических за­рядов, как правило, отрицательных.

Коллоидные частицы глинистого раствора имеют форму вытянутых листков. При неполной коагуляции образуется структура, обладающая упругими свойствами. Для перемещения глинистого раствора необхо­димо разрушить структуру. При встряхивании, перемешивании и прокачке его структура разрушается, он разжижается, его вязкость умень­шается. Глинистый раствор обладает структурной вязкостью.

Свойства глинистого раствора имеют очень большое влияние на процесс бурения. Эти свойства характеризуются следующими показа­телями: плотностью, вязкостью, водоотдачей и т.д.

Глины и глиноматериалы. Основными структурно- и коркообразующими компонентами буровых растворов на водной основе считаются неорганические коллоидные вещества-глины. Глинами называют гор­ные породы, которые обладают способностью при смачивании водой приобретать пластичность, т. е. сохранять приданную им форму. Су­ществует много разновидностей глин. Химический состав их весьма разнообразен, но общее для них содержание окиси кремния SiO₂ и окиси алюминия А1₂O₃, а также некоторое количество воды. Состав глины условно записывается следующим образом: nSiO₂Al₂O₃, где n—коэффициент, характеризующий соотношение между количествами указанных основных соединений.

Глины как материалы для приготовления буровых растворов можно разделить на три следующих вида: 1) бентонитовые, состоящие в значи­тельной части из минералов группы монтмориллонита; 2) глины, со­держащие минералы всех групп и примеси частиц почвы; 3) палыгорскитовые.

Эти глиноматериалы различаются поведением в воде, что обуслов­ливается физико-химическими свойствами глинистого минерала - монт­мориллонита, который обладает способностью набухать в воде и рас­падаться (диспергироваться) на мельчайшие частицы. Поэтому бентонитовые глины, состоящие в основном из монтмориллонита, дают более вязкие растворы, чем глины из смеси различных минералов и приме­сей.

При бурении скважин в солевых породах обычные глины, в том числе и бентонитовьге, мало пригодны для растворов, так как они не дисперги­руются в солевой воде. В этих случаях более эффективно использование солестойкой глины - палыгорскита. Палыгорскитовые глины в отличие от обычных диспергируются не только в пресной, но и в соленой воде с образованием устойчивых буровых растворов.

Из глин изготовляют глинопорошки, из которых затем и приготов­ляется глинистый раствор. Кроме того, в некоторых случаях пока еще используется и комковая глина, чаще всего из местных карьеров, расположенных в районах бурения. Производство глинопорошков вклю­чает следующие операции: добычу сырья, перевозку его на заводские склады, измельчение глины, сушку, помол, затаривание.

В б. СССР для бурения используют бентониты, суббентониты, палыгорскиты, низкокачественные каолинит - гидрослюдистые глины и мест­ные, обычно некондиционные комовые глины. Технические требования к сырью для приготовления глинопорошков и буровых растворов, методы контроля, правила его приемки, транспортирования и хранения определяются ТУ 39-044-74.

Основным показателем качества (сортности) глинистого сырья счи­тается выход раствора (В. Р) количество кубических метров глинистого раствора заданной вязкости, полученной из 1 т сырья. Чем выше выход раствора, тем выше его качество. Так, выход раствора не менее 15 м³/т соответствует высшему сорту; 12 м³/т- первому сорту; 9 м³/т -второму сорту; 6 м³/т -третьему сорту и менее 6 м³/т- четвертому сорту.

Расчет количества глинопорошка для приготовления глинистого раствора заданной плотности. Необходимое количество глинопорошка для приготовления определенного объема раствора следует рассчиты­вать с учетом влажности глинопорошка, принимая плотность абсолют­но сухого порошка равной 2700 кг/м³, а плотность воды-1000 кг/м³:

, (6.1)

где Р-масса глинопорошка; ρ_р-плотность приготовляемого раствора; В_л- влажность глинопорошка.

Например, требуется приготовить глинистый раствор плотностью 1200 кг/м³ из глинопорошка влажностью 10%. Подставляя известные величины в эту формулу, получаем

т. е. на 1 м³ воды следует взять 0,4 т глинопорошка.

Изменение свойств глинистых растворов в зависимости от кремень химических добавок и механического воздействия. Глинистый раствор имеет способность стареть. Свежеприготовленный глинистый раствор по своим свойствам очень сильно отличается от раствора, простоявшего продолжительное время после затворения. Вязкость и напряжение сдви­га у большинства свежих растворов бывают меньше, а отстой больше чем у старых (выдержанных) растворов. При нагреве глинистого раство­ра ускоряется процесс его старения. Основное средство регулирования свойств буровых растворов химическая обработка их различными хи­мическими реагентами. Физико-химическая обработка глинистых раст­воров необходима для следующего (по Н. И. Шацову):

1) улучшить глинизирующую способность раствора низкого качест­ва увеличением степени дисперсности твердой фазы;

2) снизить показатель фильтрации и толщину глинистой корки;

3) регулировать статическое напряжение сдвига;

4) понизить вязкость их, имеющую тенденцию к возрастанию в про­цессе бурения вследствие насыщения растворов обломками выбуренной породы;

5) получить растворы, которые не глинизировали бы нефтеносные и газоносные горизонты;

6) противодействовать влиянию высоких температур;

7) предотвращать поглощение промывочной жидкости либо снижать ее или предупреждать другие виды осложнений;

8) сохранять глинизирующую способность глинистого раствора в случае притока воды с высокой концентрацией солей или при разбуривании соленосных и глиноносных толщ;

9) утяжелять раствор до плотности 2500 кг/м³ с сохранением его подвижности.

Все реагенты, добавляемые к глинистому раствору, по влиянию их на структурновязкие свойства растворов и водоотдачу П. А. Ребиндер де­лит на три группы.

1. Реагенты-стабилизаторы (пептизаторы). Представителями этой группы считаются щелочные соли лигносульфоновых кислот, щелочные соли гуминовых кислот, танниды - дубильные экстракты в щелочном растворе, а также мыла нефтеновых и сульфанафтеновых кислот. Эти вещества при определенных концентрациях стабилизируют частицы глины, т. е. препятствуют их коагуляции и пептизируют агрегаты частиц до первичных. Под их влиянием снижается водоотдача глинистых растворов, они сами по себе не повышают, а иногда значительно понижают статическое напряжение сдвига.

2. Реагенты, способствующие образованию структур - структурообразователи. К этим реагентам относятся все щелочные электролиты, а именно: кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натр. Присутствующие в растворах этих электролитов гидроксильные ионы при адсорбции вызывают (при ма­лых концентрациях) значительное повышение гидрофильности частиц глины, что в конечном счете приводит к снижению вязкости и водоот­дачи глинистого раствора. Однако это справедливо только при неболь­ших добавках щелочи (0,1 0,2%). При избыточных добавках наблюда­ется загустевание раствора ввиду начинающейся коагуляции его.

3. Реагенты-коагуляторы. К этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.), которые при больших концентрациях ухудшают качество глинистых растворов.

Определение свойств глинистых растворов. Качество глинистых растворов характеризуют следующие величины:

1) плотность ρ (в кг/м³)-отношение массы глинистого раствора к его объему. Различают кажущуюся (ρ_каж) и истинную плотность (ρ). Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вто­рая-раствор без газовой фазы;

2) условная (кажущаяся) вязкость УВ (в с.), определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема глинистого раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора;

3) структурная (пластическая) вязкость η (в Па-с)-сила осложнен­ного трения между частицами твердой и жидкой фаз в глинистом растворе;

4) показатель фильтрации при нормальной температуре Ф (в см³), определяемый объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумаж­ный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность глинистого раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины;

5) толщина образующейся при этом глинистой корки обозначается через К (в мм);

6) статическое напряжение сдвига (СНС) q (в Па), определяемое минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начина­ется разрушение структуры в покоящемся глинистом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени;

7) динамическое напряжение сдвига τ₀ (в Па), косвенно характери­зующее прочностное сопротивление глинистого раствора течению;

8) концентрация посторонних твердых примесей (условно принимаемых за песок) С_п (в %), определяемая отношением количества всех трубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения гли­нистого раствора;

9) содержание в глинистом растворе частиц породы, по своей при­роде не способных распускаться в воде, С_оп (в %)-отмытый песок;

10) стабильность S₀ (в г/см³) и седиментация S (в %); S₀—величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстояв­шегося в течение определенного времени глинистого раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность. Эта величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема глинистого раствора в результате гравитацион­ного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность глинистого раст­вора;

11) концентрация газа С₀ (в %), определяемая объемом газа в еди­нице объема глинистого раствора, характеризует степень разгазирования или вспенивания глинистого раствора;

12) концентрация твердой фазы С_n (в %), определяемая отношением количества твердого вещества к общему объему глинистого раствора;

13) водородный показатель рН (в условных единицах), характери­зующий щелочность или кислотность глинистого раствора;

14) смазочная способность глинистого раствора;

15) удельное электрическое сопротивление ρ₀ (в Ом-м);

16) концентрация коллоидных частиц С_к (в %), определяемая отно­шением количества частиц размером менее 2 мкм к общему количеству глинистого раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора;

17) температура t (в °С).

Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при по­мощи пикномеров и весов рычажных - плотномеров, а на буровой - спе­циальными ареометрами (АГ-ЗПП и др.).

Ареометр АГ-ЗПП (рис. 6.1) состоит из мерного стакана 2, поплавка 3 со стержнем 4 и съемного грузика 1; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 6, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Основная шкала для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м³ (0,9-1,7 г/см³), при этом на мерный стакан навинчивается грузик 1; вторая служит для измерения плотности от 1600 до 2400 кг/м³ (1,6-2,4 г/см-')-при снятом грузике. Прибор поставляется в комплекте с ведерком 5 для воды, в которое он погружается, крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.

Для измерения плотности бурового раствора при использовании обычной воды чистый и сухой стакан следует заполнить буровым раствором, соединить с поплавком 3 и поворотом последнего до упора тщательно обмыть снаружи, а затем сделать отсчет по основной шкале (по делению, до которого ареометр спустится в воду). Если при измерении используется минерализованная вода, то сначала определяет­ся поправка на плотность этой воды. Для этого в мерный стакан ареометра необходимо налить воду, которой заполнено ведро, стакан соединить с поплавком. Деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет величину поправки. Измеренная плотность бурового раствора будет равна сумме отсчетов, сделанных по основной и поправочной шкалам. Например, показание поправочной шкалы 80 кг/м³ (0,08 г/см³), показание основной шкалы 1280 кг/м³ (1,28 г/см³), плотность будет 1280 + 80 = 1360 кг/м³ (1,36 г/см³).

Точность прибора проверяется при использовании для измерения пресной воды с температурой 20 ± 5 °С. Такая же вода наливается в ведерко, при этом плотность по ареометру должна быть 1000 ± 50 кг/м³ (1,00 ± 0,05 г/см³) по двум параллельным измерениям. До­статочная точность прибора достигается изменением количества дроби в съемном грузе 1.

Истинная плотность глинистого раствора, содержащего газообраз­ные компоненты, рассчитывается по формуле

где С₀-концентрация газа, %.

Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиометром, сокращенно называемым ВП.

Рис. 6.1. Ареометр АГ-ЗПП

Рис. 6.2. Стандартный 'полевой вис­козиметр СПВ-5

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

СПВ-5 (рис. 6.2) состоит из воронки 2, оканчивающейся трубкой 1. Внутренний диаметр трубки 5 мм, длина 100 мм. В комплект вискози­метра входят мерная кружка 3 и сетка 4. Кружка разделена внутренней перегородкой на два отделения объемом 200 и 500 см³. Время истечения из вискозиметра 500 см³ воды составляет 15 с и носит название водного числа вискозиметра. Вязкость определяют следующим образом. Ворон­ку и кружку промывают водой. На воронку накладывают сетку для задержания на ней крупных частиц песка и комочков глины. В воронку через сетку, прикрыв пальцем нижнее отверстие, наливают измеритель­ной кружкой сначала 200 см³, а затем 500 см³ промывочной жидкости. Измерительную кружку, предварительно промытую водой, подставляют под воронку отделением в 500 см³. Затем отнимают палец от нижнего отверстия трубки и по секундомеру засекают время. Время истечения промывочной жидкости в емкость кружки (до се краев), исчисляемое в секундах, и будет характеризовать вязкость раствора.

При определении вязкости одним замером возможны ошибки вслед­ствие тиксотропных свойств раствора, поэтому для более точного замера необходимо одну и ту же порцию раствора пропускать через воронку до тех пор, пока показания не станут одинаковыми. Периоди­чески следует проверять точность вискозиметра путем проверки водного числа.

Структурную (пластическую) вязкость η определяют обычно в ста­ционарных лабораториях при помощи ротационного вискозиметра.

Показатель фильтрации (водоотдача) бурового раствора. В про­мысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 (рис. 6.3) по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации.

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 3. 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.

Показатель фильтрации должен определяться при температуре не ниже 10°, так как при низкой температуре фильтрация глинистого раствора уменьшается. К прибору прилагается комплект листков лога­рифмической бумаги (рис. 6.4). Зависимость показателя фильтрации от времени по логарифмической бумаге имеет вид прямой линии, поэтому достаточно замерить величину водоотдачи через 3-5 мин и через 10-15 мин, после чего измерения прекратить. На логарифмической бумаге отмечают две точки, соответствующие водоотдаче в указанные промежутки времени. Обе точки соединяют прямой линией. Пересечение этой линии с линией, равной 30 мин, дает величину водоотдачи за это время. Благодаря такому методу ускоряется время определения водо­отдачи.

Рис. 6.3. Прибор для определения показателя фильтрации ВМ-6:

1 - плунжер; 2 - груз-шкала; 3 - цилиндр; 4 - игла; 5 - фильтрационный стакан; 6 - решетка; 7-поддон; 8 - клапан; 9-винт; 10- кронштейн; 11 -чашка для фильтра

Рис. 6.4. Расчет показателя фильтрации по логарифмической бумаге

В связи с возрастанием глубин бурения появилась необходимость определять показатель фильтрации глинистого раствора при высоких температурах. Для этого используется фильтр-пресс ФП-200, который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации. Фильтр-пресс - это сложная, стационарная установка, поэтому показатель фильтрации при повышенной температуре определяют в лабораторных условиях.

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 с помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.

Рис. 6.5. Прибор Вика для определения толщины фильтрационной корки

В условиях стационарной лаборатории промывочных жидкостей для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Прибор Кика (рис. 6.5) состоит- из цилиндрического стержня /, 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 б. 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. Стеклянную пластинку с помещенной на ней фильтром с коркой глины кладут на плиту 9. Перед тем как провести замер, указатель прибора 3 устанавливаю! 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.

Статическое напряжение сдвига (СНС). Для определения стати­ческою напряжения сдвига пользуются специальным прибором СНС-2 (рис. 6.6), основанным на измерении усилия, возникающего на поверх­ности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Рис. 6.6. прибор СНС-2 для измерения статического напряжения сдвига:

1-вращающийся столик; 2-цилиндр; 3-стакан; 4-трубка для защиты проволоки; 5-электродвигатель с редуктором; 6-диск с калибровочной таблицей; 7-стальная проволока; 8-указатель; 9-стойка.

В стакан 3 заливают 120 см³ предварительно хороню перемешанного глинистого раствора. При этом надо следить, чтобы уровень раствора стакане совпадал с верхним основанием цилиндра 2 после его погру­жения в раствор. Нулевое деление калибровочного диска б устанавли­вают против указателя 8. Затем раствор оставляют в покое в течение 1 мин, после чего включают электродвигатель 5, который через передачу медленно вращает столик I 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.

Структура раствора в результате перемещения частичек, прилегаю­щих к поверхности цилиндра, несколько разрушается и проволочка начнет раскручиваться, перемещая цилиндр в обратном направлении. В момент начала вращения цилиндра 2 в противоположную сторону измерение считается законченным. Отсчет проводится по шкале диска в градусах. После этого осторожно возвращают нуль шкалы диска к указателю. По истечении 10 мин по секундомеру проводят второе измерение, чтобы определить тексотропию глинистого раствора. Каж­дое измерение от момента пуска электродвигателя до момента останов­ки подвесного цилиндра не должно продолжаться более 1 мин, чему соответствует максимальный отсчет в 70°. Полученные в результате измерения показатели в градусах пересчитывают в Па (кг/см²), умножая на соответствующий данной нити коэффициент, приведенный в пас­порте, который прилагается к каждому прибору.

Динамическое напряжение сдвига τ₀ определяется в стационарных лабораторных условиях при помощи ротационных вискозиметров.

Содержание песка (концентрация посторонних твердых примесей). Для определения концентрации посторонних твердых примесей (содер­жания песка) применяют отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) или стеклянный (мензурка Лысенко).

Металлический отстойник ОМ-2 (рис. 6.7) 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).

Стеклянная мензурка Лысенко устроена аналогично отстойнику ОМ-2. Содержание песка определяется следующим образом: отстойник заполняется пресной водой примерно наполовину, туда же наливается 50 мл бурового раствора, отмеренного крышкой. Остаток раствора смывается с крышки небольшими порциями воды в отстойник, который следует держать в вертикальном положении. Прибор заполняется водой до тех пор, пока излишек ее начнет вытекать из отверстия 2. После этого отстойник плотно закрывают крышкой и, провернув в горизонтальное положение, энергично взбалтывают в течение 50 с, при этом отверстие должно быть закрыто. По окончании взбалтывания отстойник быстро ставят в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин (по секундомеру), после чего измеряют объем осадка в пробирке прибора.

Рис. 6.7. Отстойник ОМ-2

Для определения содержания отмытого песка воду с неосевшими частицами сливают через край отстойника, а осадок свежими порциями воды переносят в фарфоровую чашку диаметром 120 мм. Через 1-2 мин отстоявшуюся в ней воду сливают с осадка и наливают новую порцию воды, в которой осадок растирают резиновой пробкой. Мутную воду сливают с осадка, повторяя отмывку несколько раз до полного отмы­вания глинистых частиц. После этого осадок смывают в отстойник небольшими порциями воды и измеряют его объем так же, как и при определении общего содержания песка. Общее, содержание песка

П=2V,

содержание отмытого песка

ОП = 2V,

где V, V₁-объем соответственно осадка и отмытого осадка, мл; 2-коэф­фициент для выражения результата, %.

Стабильность и седиментация. Стабильность глинистого раствора определяют двумя методами. В первом случае находят количество отделившейся от глинистого раствора воды в мерном цилиндре емкостью 100 см³ через 24 ч. Этот метод в практике называют суточным отстоем. Во втором случае стабильность определяется по разности плотностей глинистого раствора, залитого в верхнюю и нижнюю поло­вины специального цилиндра емкостью 500 см³. Стабильным считается тот раствор, у которого эта разница не превосходит 0,02; для утяжелен­ных растворов эта разница должна быть не выше 0,06.

Показатель седиментации глинистого раствора находится по форму­ле

S=100-V, (6.3)

где S-показатель седиментации, %; 100-вместимость мерного цилинд­ра, см³; V- положение уровня раздела раствора после суточного отстоя, см³.

Концентрация водородных ионов (водородный показатель). Одной из характеристик глинистых растворов является концентрация водородных ионов в них. В 1 л воды при 22 °С содержится 10^-7 ионов водорода; если дисперсионная среда раствора кислая, то концентрация ионов водорода будет больше 10^-7 г-ион/л; если же дисперсионная среда щелочная, то концентрация ионов водорода будет меньше этой величины.

Если раствор слабой кислотности содержит водородных ионов 10^-6 г-ион/л, то концентрация водородных ионов, обозначаемая индек­сом рН будет равна 6, т. е. показателю степени с обратным знаком (при основании, равном 10). Регулированием рН в растворе можно увеличить его стабильность, увеличить скорость застудневания и т. д. В глинистых растворах тиксотропные свойства наиболее ярко проявляются при рН = 8 ÷ 10. Значение рН определяют либо колориметрическим путем (по 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.

Концентрация газа. При бурении скважин важно знать, заключается ли в выходящем из скважин глинистом растворе воздух или нефтяной газ. Содержание газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ-1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления.

Прибор ВГ-1М разработан на основе прибора ВМ-6 (см. рис. 6.3). Отличие состоит в том, что плунжер у прибора ВГ-1М несколько длиннее и он снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя - содержания газа.

Концентрацию газа (в %) вычисляют по формуле

Со =(250-V_ж) 2,

где 250 - суммарный объем глинистого раствора с газом, см³; V_ж- объем глинистого раствора после удаления газа, см³; 2-множитель для полу­чения результата, в процентах.

Остальные параметры глинистого раствора, такие, как концентрация твердой фазы С_т, удельное электрическое сопротивление ρ₀, концентра­ция коллоидных частиц С₀ определяются в стационарных лабораторных условиях и нужны, главным образом, для регулирования показателей промывочной жидкости при бурении в сложных геологотехнически условиях.

Контроль за качеством промывочной жидкости. Во всех УБР (экспе­дициях) должен быть организован круглосуточный контроль за изме­нениями параметров промывочной жидкости в процессе бурения каждой скважины. Этот контроль организовывают и осуществляют специаль­ные лаборатории. В каждом УБР, разведке, проводящей одновременное бурение нескольких скважин, имеется стационарная лаборатория. На лабораторию возлагаются следующие обязанности:

определение качества применяемых глин, воды, реагентов, утяжели­телей, цементов;

подбор рецептур бурового раствора, обеспечивающего нормальную проводку скважин;

контроль за качеством бурового раствора и соответствующие прак­тические указания по ее рецептуре.

На ответственных буровых лаборатория ведет повахтенный конт­роль за качеством бурового раствора, а на остальных буровых она проверяет качество промывочной жидкости раз в сутки. Пробы должны быть доставлены с буровых в закрытых ведерках емкостью 2,5-2 л. На ведерке должна быть бирка с указанием номера буровой, даты взятия пробы и глубины замера.

Параметры промывочной жидкости, подлежащие контролю, разде­ляются на три группы в зависимости от условий бурения. К первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях. К таким параметрам относятся: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки и водородный показатель.

К второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геол