содержание .. 10 11 12 13 14 15 ..
Глава VI
Методы контроля состава и свойств буровых растворов
Для определения параметров буровых растворов в практике бурения используется ряд стандартных методов исследований.
В России методы контроля регламентированы РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов», в США Американским нефтяным институтом (API) разработаны и постоянно уточняются стандартные методики таких исследований. Они включены в нормы и правила API R.P. 10В и 39. Стандартные методики API в настоящее время получили широкое признание практически во всех странах, поэтому при дальнейшем изложении методов контроля состава и свойств буровых растворов будут учитываться особенности стандартных методик API,включая единицы измерений.
Стандартные методики API начинают получать признание и в России. ОАО «ИКФ» имеет Разрешение Гостехнадзора России на применение зарубежного лабораторного оборудования для замера параметров буровых растворов по стандартным методикам API.
Методы исследований состава и свойств буровых растворов можно разделить на две группы: физические и химические.
§ 1. Физические свойства бурового раствора.
6.1. Плотность бурового раствора
Оборудование
Плотность бурового раствора можно определить, используя любой прибор, позволяющий производить измерение с точностью до 0,01 г/см3. Такими приборами являются рычажные весы фирм «BAROID», «FANN» и др. По стандарту API плотность бурового раствора измеряют в фунтах/галлон, фунтах/фут3, г/см3.
Наилучшими эксплуатационными характеристиками обладают рычажные весы, которые обеспечивают достаточную точность измерений и надежны в работе в сложных полевых условиях независимо от колебаний температуры. Рычажные весы позволяют определять плотность в диапазоне 0,9–2,4г/см3.
Процедура
1. Заполните чашку весов исследуемым буровым раствором.
2. Закройте чашку крышкой и медленно и аккуратно заверните ее. Из отверстия в крышке должно вытечь немного раствора.
3. Закрыв это отверстие пальцем, обмойте или оботрите чашку снаружи.
4. Установите опору весов на призму и, двигая бегунок по градуированному коромыслу, добейтесь уравновешивания чашки и коромысла.
5. Слева от бегунка прочтите значение плотности бурового раствора.
6. Запишите результат с точностью до ближайшего деления в г/см3 или фунтах/галлон, фунтах/фут3.
7. После каждого измерения вылейте буровой раствор в посуду для сбора средней пробы и тщательно вымойте рычажные весы.
8. Для получения точного результата крайне важно, чтобы все детали были чистыми.
Калибровка
Весы для измерения плотности бурового раствора следует часто калибровать пресной водой. Пресная вода при температуре 21ОС имеет плотность 1,00 г/см3 (8,33 фунта/галлон или 62,3 фунта/фут3). Для получения такого результата на пресной воде добавьте или убавьте свинцовую дробь из конца коромысла или отрегулируйте установленный там винт.
6.2. Условная вязкость
Условная вязкость – это время истечения бурового раствора из специальной воронки через трубку с калиброванными диаметром и длиной. Объемы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы.
Оборудование
Для измерения условной вязкости буровых растворов используется следующее стандартное оборудование:
1. Вискозиметр «Воронка Марша» (США) состоит из воронки объемом 1500мл со встроенной сеткой и мерной кружки на 1000мл с круговой отметкой 1 кварты (946мл). Время истечения 1 кварты (946мл) пресной воды при 20 ± 0,5ОС составляет 26 ± 0,5 сек.
2. Вискозиметр ВБР-1 (Россия) – состоит из воронки объемом 700 мл и мерной кружки на 500 мл. К воронке прилагается съемная сетка для очистки раствора от крупного шлама. Постоянная вискозиметра (время истечения 500 мл пресной воды) при температуре 20 ± 0,5ОС составляет 15 сек.
Процедура
Процедура замера условной вязкости обеими воронками идентична.
1. Закройте нижнее отверстие воронки пальцем и через сетку влейте буровой раствор так, чтобы его уровень касался сетки.
2. Уберите палец с отверстия и засеките время вытекания 0,5 литра (одной кварты) раствора из воронки.
3. Время вытекания раствора в секундах есть не что иное как условная вязкость.
4. Отметьте температуру измеряемой пробы.
6.3. Реологические характеристики, получаемые на ротационном вискозиметре
В связи с тем, что буровой раствор в процессе бурения скважин находится в состоянии движения, необходимо знать его реологические характеристики в динамическом режиме. Для этой цели созданы вискозиметры ротационного типа, в которых создаются сдвиговые напряжения в щелевом кольцевом зазоре, наиболее близко моделирующие течение бурового раствора в условиях скважины. Все ротационные вискозиметры конструктивно имеют один и тот же измерительный узел вертикального исполнения – цилиндр (боб) на подвесе, соединенный с измерительной пружиной, расположенной коаксиально в полом цилиндре. Между бобом и полым цилиндром имеется щелевой зазор, в котором и возникают исследуемые сдвиговые напряжения при вращении полого цилиндра. Сдвиговые напряжения оцениваются по углу закручивания бобом измерительной нити, который отображается на шкале измерительного диска.
Оборудование
Ротационные вискозиметры по принципу действия бывают ручные и электрические. В настоящее время имеется широкий выбор моделей с различными характеристиками (количество скоростей вращения, точность измерения и эксплуатационная надежность).
1. Ротационный вискозиметр «RHEOMETER FANN» (США) – ручной, 2-х скоростной (600 и 300 об/мин).
2. Ротационные вискозиметры фирм «BAROID», «OFI TE» с электрическим приводом выпускаются 2-х, 6-ти, 8-ми и 12-ти скоростные (600, 300, 200, 180, 100, 90, 60, 30, 6, 3, 1,8, 0,9 об/мин).
Для полевых условий обычно применяются 2-х и 6-ти скоростные (600, 300, 200, 100, 6, 3 об/мин).
Скорости 600 и 300 об/мин можно использовать для определения кажущейся вязкости, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.
Процедура замера
1. Влейте хорошо перемешанный раствор в стакан вискозиметра, установите на подвижную опору. Медленно поднимайте опору, пока уровень раствора в стакане не совместится с риской на полом цилиндре, винтом закрепите опору.
2. Включите вискозиметр в режиме перемешивания (stir). Через 10-15 секунд включите скорость 600об/мин, дождитесь стабилизации показания на этой скорости и запишите результат. (Время зависит от характеристик бурового раствора).
3. Переключите вискозиметр на 300об/мин, дождитесь стабилизации показаний и запишите результат.
Примечание:
Переключайте скорость только при работающем двигателе.
Пластическая вязкость (PV) в сПз равна разнице показаний при 600 и 300об/мин. Динамическое напряжение сдвига (YP) в фунтах/100фут2 равно показанию при 300об/мин минус значение пластической вязкости. Кажущаяся вязкость (AV) в сПз равна показанию при 600об/мин, деленному на 2. Обязательно указывайте температуру пробы.
Пример:
Показание при 600 об/мин - 48
Показание при 300 об/мин - 34
AV = 48 / 2 - 24 сПз
PV = 48 - 34 - 14 сПз
YP = 34 - 14 - 20 фунт/100 фут2
или = 20 * 4,88 = 97 дПа
6.4. Статическое напряжение сдвига (Gel0/10)
Gel0/10 определяют через 10сек и 10мин на ротационном вискозиметре любой модели на скорости 3об/мин, а если ее нет, то вручную.
Процедура замера
1. Перемешайте пробу на высокой скорости в течение 10 секунд.
2. Переключите скорость на нейтральную, а в электрических двухскоростных вискозиметрах - выключите двигатель.
3. Подождите требуемое время (10сек или 10мин), начните медленно вращать ручку, чтобы получить показания на индикаторе. Максимальное отклонение индикатора и есть Gel в фунт/100 фут2.
4. При использовании 6-ти скоростного вискозиметра СНС определяют на скорости 3об/мин.
Примечание:
Если после выключения двигателя шкала вискозиметра не возвращается в нулевое положение, то нужно сделать это путем вращения полого цилиндра против часовой стрелки. Можно полученные показания переводить в дПа, умножив на коэффициент 4,88, но при этом полученные показания будут не очень точны. Для правильного перевода периодические замеры СНС необходимо делать на приборе СНС-2.
Уход за прибором
Сразу же после измерения полый цилиндр и боб осторожно отделяются от прибора (чтобы не повредить внутреннюю поверхность полого цилиндра и подвес боба), тщательно моются и вытираются насухо. Также протираются сам прибор в местах загрязнения раствором. Невыполнение этих условий ведет к сокращению срока эксплуатации прибора.
6.5. Показатель фильтрации (водоотдача)
Для определения показателя фильтрации и коркообразующих свойств бурового раствора используют фильтр-пресс. Буровой раствор фильтруется в камере фильтр-пресса при заданной температуре и давлении за определенный промежуток времени. Для получения сравнительных данных об объеме жидкости, ушедшей в породу, измеряют толщину фильтрационной корки (в миллиметрах), отложившейся на фильтровальной бумаге. Опытным инженером также оценивается ее плотность, рыхлость, ломкость, липкость, скольжение тел на ее поверхности. Эти косвенные характеристики корки дают дополнительную информацию о состоянии раствора и характере шлама, находящегося в нем.
В полевых условиях может определяться показатель фильтрации при температуре до 100ОС и давлении 7атм (100psi) на фильтр-прессе АНИ и при температуре выше 100ОС и перепаде давления 35атм (500 psi) на HTHP фильтр прессе.
Процедура замера на фильтр-прессе АНИ
A. Соберите детали чистого и сухого фильтр-пресса, используя стандартную для прибора фильтровальную бумагу. Порядок сбора указан в его паспорте.
Б. Залейте буровой раствор в контейнер так, чтобы он приблизительно на 1/2 дюйма не доходил до верха (заполняйте контейнер доверху в том случае, когда в растворе необходимо сохранить газ) и установите его на опору рамы фильтр-пресса. Верхнюю крышку установить на контейнер, зажать винтом рамы до упора, клапан подачи газа – в рабочее положение (в камеру).
В. Установите мерный цилиндр для приема фильтрата и с помощью редуктора подайте давление 7атм (100±5psi), включив при этом таймер или секундомер.
Г. Через 30 минут давление стравливают (клапан подачи газа в положении стравливания), в мерном цилиндре отмечают объем фильтрата (в миллилитрах), который и является показателем фильтрации. Разобрав фильтр-пресс (в обратном порядке) и вылив раствор из контейнера, осторожно снимите фильтровальную бумагу с фильтрационной коркой и под слабой струей воды смойте избыток бурового раствора. Толщину фильтрационной корки измеряют с точность до 1/2мм. Также полезно записать и комментарии о состоянии фильтрационной корки.
Д. После использования тщательно вымойте и вытрите насухо части прибора.
Примечание:
По спецификации АНИ площадь фильтрования в камере должна составлять 7,1дюйм2. Однако есть фильтр-прессы, площадь фильтрования в которых в два раза меньше. Для того, чтобы полученный на таком фильтр-прессе результат согласовывался с требованиями АНИ, его нужно удвоить.
Процедура замера показателя фильтрации на HTHP фильтр прессе
Показатель фильтрации при температуре выше 100ОС измеряется следующим образом:
А. Перед началом опыта подключите нагревательную рубашку прибора к сети соответствующего напряжения. Установите термометр в гнездо рубашки. Нагрейте рубашку до требуемой температуры. Отрегулируйте термостат так, чтобы температура была на 5-6ОС выше заданной и была постоянной во времени.
Б. В дно камеры, которое будет верхом, закручивается до упора клапан, камера переворачивается и в нее заливается раствор до уровня 1,5см ниже края (при температуре испытаний до 149ОС) и 3,8см (при температуре выше 149ОС) ниже уровня внутреннего среза. На опору среза аккуратно устанавливается бумажный фильтр. В отверстие камеры устанавливается ее нижнее дно с резиновым уплотнением и ввернутым в него нижним клапаном. Нижнее дно фиксируется по окружности винтами, которые должны попасть в выемки по кольцу нижнего дна. Нижний клапан поворачивается до упора ключом.
В. Камера переворачивается и устанавливается в нагревательную рубашку. Во время установки надо проявлять осторожность, чтобы избежать ожога. В гнездо камеры вставьте второй термометр.
Г. Установите блок создания давления на верхний клапан и закрепите его. Внизу установите приемник фильтрата и также закрепите его. При закрытых клапанах подайте давление в 100psi в оба устройства, работающие под давлением. Откройте верхний клапан и, продолжая нагревать раствор, подайте в камеру с раствором давление равное 100psi.
Д. При испытаниях, когда температура ниже 149ОС, нужно придерживаться следующего порядка проведения работ. Когда температура пробы достигнет заданной, увеличьте давление в верхнем устройстве, работающем под давлением до 600psi, и откройте нижний клапан, чтобы началась фильтрация, одновременно включив таймер или секундомер. Поддерживая постоянную температуру с колебаниями ± 3ОС, соберите фильтрат за 30минут. При желании, можете измерить мгновенную фильтрацию за 2секунды. В процессе измерения противодавление может повышаться выше 100psi, во избежание этого периодически осторожно сливайте часть фильтрата в мерный цилиндр. Запишите его общий объем.
Е. Объем фильтрата должен быть приведен к площади фильтрования, равной 7,1дюйм2. Если площадь фильтрования равна 3,5дюйм2, объем фильтрата следует умножить на 2.
Ж. По окончании опыта закройте оба клапана. Закройте редукторы высокого давления, выкрутив винты до свободного хода. Стравите давление на верхней и нижней линии высокого давления до нуля, открыв выпускные краны барашками с насечкой.
Предупреждение:
В фильтрационной камере все еще остается давление около 500psi. Удерживая в вертикальном положении камеру, осторожно вытащите, охладите до комнатной температуры, а затем стравите давление. С целью принятия мер по сохранению фильтровальной бумаги, переверните камеру, открутите крепежные винты по окружности и вытащите нижнее дно. Осторожно достаньте фильтрационную корку и промойте слабой струей воды от избытка раствора, определите ее толщину с точностью до одного миллиметра и запишите результат.
6.6. Содержание песка в буровом растворе
Оборудование
Прибор для измерения содержания песка включает в себя сетку размером ячеек 200меш (74мкм), воронку и стеклянную мерную пробирку, проградуированную в процентах.
Процедура
1. Влейте в пробирку раствор до отметки “Mud to here”, а затем добавьте воды до отметки “Water to here”. Закройте горлышко пробирки пальцем и хорошо встряхните ее.
2. Вылейте смесь через сетку и смойте с нее все остатки чистой водой. Чтобы облегчить смывание, постукивайте по ребру сетки пальцем. Если на сетке остается что-нибудь, не проходящее через нее, не нужно раздавливать этот остаток и силой продавливать через сетку, т.к. это даст неправильный результат и может привести к разрыву сетки. Смойте песок, оставшийся на сетке, струей воды, чтобы смыть с него буровой раствор.
3. Установите воронку поверх сетки, затем медленно ее переверните и, вставив носик воронки в пробирку, смойте песок с сетки тонкой струей воды. Подождите, пока осядет песок.
4. Запишите объем песка в пробирке в процентах.
5. Тщательно промойте сетку и пробирку.
6.7. Содержание жидкой и твердой фаз
Оборудование
Для определения содержания жидкой и твердой фаз в буровом растворе используется реторта. Тщательно отмеренный объем пробы помещают в реторту и нагревают до тех пор, пока жидкая фаза не испарится. Пары пропускают через конденсатор и собирают в измерительном цилиндре. Объем жидкости, как воды, так и нефти, можно определить в процентах. Объемный процент содержания твердой фазы, как суспендированной, так и растворенной, находят путем вычитания процентного содержания жидкой фазы из 100% объема. По этим данным рассчитывают плотность твердой фазы.
Процедура
1. Влейте однородную пробу бурового раствора в калиброванную реторту, накройте ее обтекающей крышкой, лишний объем удалите тряпкой.
2. Заполните свободный объем в камере испарения реторты тонкой стальной ватой. Смажьте резьбу термосмазкой.
3. Соберите реторту и установите под конденсатором мерный цилиндр для сбора жидкой фазы. Сборку установите в нагреватель реторты и закройте крышку.
4. Включите нагреватель реторты. Продолжайте нагревание до тех пор, пока из конденсатора не перестанет капать жидкость.
5. Измерьте объем полученной воды и нефти и рассчитайте их процентное содержание, а также процентное содержание твердой фазы.
Примечание:
В зависимости от типа применяемого прибора эта процедура может иметь некоторые отличия.
6. Охладите прибор и шпателем удалите из него всю твердую фазу. Нефтяной осадок можно удалить растворителем.
На основе объемного содержания фаз в растворе можно определить усредненную плотность твердой фазы:
Относительное содержание барита и глины
во взвешенной твердой фазе в пресных утяжеленных растворах
Мр-ра - Мводы - Мнефти
rт.ф.(в кг/м3) = --------------------------------- ,
V т.ф.
где М(кг) = плотность (кг/м3) х %об. х 0,01
V(м3) = %об. х 0,01
|
Плотность твердой фазы, кг/м3 |
Барит, % по массе |
Глина, % по массе |
|
2600 |
0 |
100 |
|
2800 |
18 |
82 |
|
3000 |
34 |
66 |
|
3200 |
48 |
52 |
|
3400 |
60 |
40 |
|
3600 |
71 |
29 |
|
3800 |
81 |
19 |
|
4000 |
89 |
11 |
|
4300 |
100 |
0 |
Примечание:
В реторте будет вся твердая фаза, как суспендированная, так и растворенная.
Для высокоминерализованных растворов потребуется поправка на количество содержащейся в них соли.
6.8. Определение вспениваемости и содержания воздуха
или газа) в глинистом растворе
Содержание воздуха (или газа) в растворе находят по формуле:
Г=
где у1 - истинная плотность исходного раствора, г/см3
у2 - плотность вспененного раствора, г/см3
Истинную плотность раствора определяют после тщательного медленного перемешивания пробы того же глинистого раствора до полного удаления воздуха (или газа). Если весь воздух (газ) удалить не удалось, добавляют 0,2-0,5% пеногасителя ИКДЕФОМ-S и снова медленно перемешивают до полного удаления воздуха (или газа).
Для определения вспениваемости в бутылку вместимостью 0,5л наливают 250мл того же глинистого раствора, интенсивно встряхивают в течение 5 минут, замеряют плотность вспененного раствора и по формуле рассчитывают его вспениваемость. Затем, постепенно увеличивая количество, вводят пеногаситель (порциями), встряхивают и определяют плотность и вспениваемость раствора. Сравнивая результаты, определяют наиболее эффективную обработку и оптимальную концентрацию пеногасителя. Практика показывает, что независимо от типа реагента-пеногасителя и пенообразователя, наилучший эффект пеногашения достигается при рН раствора 7,8-8,2. Это необходимо учитывать и поддерживать рН на данном уровне периодическими добавками 0,1-0,2% NaOH.
Концентрацию водородных ионов рН в буровом растворе или в его фильтрате определяют с помощью индикаторной бумаги или по рН-метру.
Вспениваемость раствора, определённая по этому методу, не должна превышать 2-3%.
6.9. Методика оценки ингибирующей активности реагентов
Метод основан на ингибирующем действии реагентов на бентонит в момент приготовления суспензии.
В начале готовится базовый раствор: к дистиллированной воде (400мл) добавляется 7,5% бентонита API стандарта (30г) и перемешивается под высокоскоростной мешалкой (Hamilton Beach mixer) 15 минут. Замеряют AV(Q600/2) и ДНС.
Во втором опыте к дистиллированной воде добавляют реагент-ингибитор (1, 2, 3%), затем повторяется процедура приготовления базового раствора, т.е. в водный раствор ингибитора вводят 7,5% бентонита, перемешивают 15 минут. Замеряют AV(Q600/2) и ДНС. Требования к активности ингибитора при оптимальной его концентрации следующие: величина AV должна составлять не более 35% от AV базового раствора, ДНС - только 15% от величины ДНС базового раствора.
Например, такие данные получаются при испытании реагента-ингибитора глин ИКМАК (сульфированный асфальт) в количестве 2-3%.
Тем же путём можно оценивать комбинацию реагентов. Отклонение от приведённых значений AV и ДНС (больше или меньше) может также характеризовать ингибирующую активность реагентов или их смесей.
содержание .. 10 11 12 13 14 15 ..