Свойства плотности бурового раствора

Оглавление:

Перед тем как приступить к вычислениям плотности буровых растворов, необходимо сначала дать определение этому понятию. Плотность бурового раствора подразумевает под собой соотношение веса к объему. Стандартная единица измерения выражается в граммах на кубический сантиметр или килограммах на кубический метр (г/см , кг/м ). Для измерения данного параметра служат пикнометры и весы рычажных плотномеров. А в более серьезном бурении применяют специальные ареометры АГ-ЗПП.

Схема приготовления бурового раствора

Схема приготовления бурового раствора.

Этот аппарат имеет такие составляющие: мерный стакан, поплавок со стрежнем, съемный груз. Измерения производят посредством прикрепленного штифтами стакана к поплавку. Стержень имеет две измерительных шкалы: первая - основная, вторая - поправочная. Вспомогательная шкала используется в том случае, когда работы ведутся с минерализованной водой.

Основной прибор имеет два деления: первое для плотности бурового раствора в диапазоне 900-1700 кг/м , а второе - 1600-2400 кг/м . Причем в первом случае груз находится на мерном стакане, а во втором он снят.

Способ контролировать структуру и свойства бурового раствора

Во время бурения возникает необходимость определения плотности буровых растворов. Для этого уже давно разработан ряд способов и формул.

Схема простейшего приготовления бурового раствора

Схема простейшего приготовления бурового раствора.

Перечень методологий можно найти в РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых раствором» (отечественная регламентация), также можно ориентироваться на разработки американского нефтяного института (API). Но все же во время процесса бурения больше придерживаются и ориентируются на зарубежные стандарты.

Существует два вида исследования составов и свойств бурового раствора: физический и химический. Буровой раствор с физическими показателями - именно плотность относится к этой категории. Для осуществления такой задачи можно применять любую технику, которая имеет измерительную точность вплоть до 0,01 г/см . Это могут быть и рычажные весы.

Согласно стандартам API, плотность самого бурового раствора измеряют в фунтах на галлон. Популярность применения весов обусловлена тем, что они дают достаточно точные данные и на них никак не сказывается температура окружающей среды. Их погрешность составляет всего 0,9-2,4. г/см .

Измерительные работы бурового раствора выглядят следующим образом:

  1. Чашка закрывается плотно крышкой, после чего аккуратно заворачивается. В крышке есть специальное отверстие, из которого может выйти излишек раствора.
  2. Далее весы ставят на призму, методом сдвигания бегунка по коромыслу с разметкой достигают равновесия между чашкой и водоноском.
  3. Полученный результат необходимо записать. Причем округлять значения нельзя, параметры следует записывать в точности до последнего грамма. Система измерений будет в виде г/см .

Калибровка весов: особенности

Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность

Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность.

Для того чтобы буровой раствор имел точный показатель, весы для него необходимо калибровать пресной водой. Стандартный показатель плотности воды - 1 г/см при температуре в 210°С. Чтобы достичь его, следует свинцовую дробь, которая находится на конце коромысла, прибавить или отнять. Вместо этого можно воспользоваться регулировкой винта, который расположен там же.

Плотность изготовляемого бурового раствора необходимо подбирать, ориентируясь на условия предотвращения потери стабильности горных пород, кристаллизующихся стенок скважины и гидроразрывов. Именно измерение такого параметра обусловливает контроль давления в скважине.

Свойства бурового раствора

Есть пять основных моментов, по которым составляется характеристика раствора:

  • по вязкости;
  • по плотности;
  • по водоотдаче;
  • по химическим свойствам;
  • по содержанию твердых фаз.

Первый показатель влияет на очистку ствола скважины и поддержание барита и твердой фазы во время СПО. Но при высокой вязкости могут возникнуть некоторые проблемы:

Схема оптимизации состава буровых растворов

Схема оптимизации состава буровых растворов.

  • снизится темп бурения, соответственно, понадобится больше времени, чтобы окончить работу;
  • давление насоса будет повышенным, что приведет к сильным пульсациям в давлении и поршневанию во время СПО;
  • оборудование, которое должно контролировать твердую фазу, может начать давать сбои, что способно привести к поломкам, значит, есть риск потерять время и финансы на ремонт.

От качества вязкости будет зависеть вид потока: ламинарный или турбулентный. Второй момент - плотность бурового раствора.

Контроль удельного веса помогает наблюдать давление пластовых флюидов.

Если это значение будет повышенным, то могут возникнуть неприятности, а именно:

  • снизится скорость проходки;
  • возрастет возможность дифференциального прихвата;
  • может произойти разрыв пласта, значит, потеряется циркуляция во время обсаживания скважины;
  • увеличится цена бурового раствора.

Если присутствует эквивалентная плотность шлама, то проблем с очисткой ствола скважины не возникнет.

Параметр водоотдачи в первую очередь важен для того, чтобы была возможность предотвратить образование корки на фильтрах, что приводит к снижению дифференциального захвата. Для того чтобы он не нарушался, коллекторские свойства пластов желательно контролировать, чтобы показатель водоотдачи в продуктивных слоях оставался при низких значениях.

Дополнительные моменты

Схема блока очистки бурового раствора

Схема блока очистки бурового раствора.

Очень важно помнить и о градиентах величин. При бурении скважины обращают внимание на виды давления (поровое, пластовое, давление гидроразрывов, геостатическое и т.д.), температуру окружающей среды и внутри ствола скважины, минерализацию, электросопротивление и пр. Чтобы все вышеперечисленные параметры удобно было сравнивать, ввели такое понятие, как градиент величины. Он обозначает величину за каждый метр проходки бура.

Современные бригады очень часто сталкиваются с такой проблемой, как путаница величин. Как упоминалось выше, отечественное измерение принято считать 1 г на 1 см (кг/м ), а за границей параметры обозначаются в фунтах на галлон. Поэтому при произведении вычислительных соотношений можно очень сильно запутаться.

В буровой деятельности есть такое понятие, как эквивалентная плотность. Оно учитывает дополнительные давления, которые обязательно возникают во время циркуляции бурового раствора или если есть устьевое давление. Более конкретно оно обозначает, какое давление действует в определенной точке потока и каково его соотношение к глубине.

Итак, специфических формул для вычисления плотности бурового раствора не существует. Для облегчения и решения такой задачи есть специальные инструменты. Но при солидных работах об этом всегда заботятся заранее.

Table of contents:

Before you begin calculating the density of drilling fluids, it is necessary first to define this concept. mud density implies a weight-to-volume ratio. The standard unit of measurement is expressed in grams per cubic centimeter or kilograms per cubic meter (g / cm , kg / m ). To measure this parameter are pyknometers and the balance lever densitometers. But in a more serious use special drilling hydrometers AG-RFP.

Driving preparation of drilling mud

Driving preparation of drilling mud.

This unit has the components: measuring cup, the float with the rod, removable cargo. The measurements were performed by means of pins attached to the float glass. The rod has two measuring scales: the first - the main, the second - the correction. Auxiliary scale is used in the case where the work is carried out with saline water.

The main unit has two divisions: the first mud density in the range of 900-1700 kg / m , and the second - 1600-2400 kg / m . In the first case the cargo is on the beaker, and in the second it is removed.

A method to control the structure and properties of the drilling fluid

During drilling, there is a need to determine the density of drilling fluids. For this purpose it has long been developed a number of methods and formulas.

The scheme is simple preparation of drilling mud

The scheme is simple preparation of drilling mud.

The list of methodologies can be found in RD 39-2-645-81 "Methods of monitoring the parameters of drilling mud" (domestic regulation), you can also focus on the development of the American Petroleum Institute (API). Yet during the drilling process and hold longer guided by foreign standards.

There are two types of study of structures and properties of the mud: physical and chemical. The drilling fluid with physical parameters - namely the density falls into this category. To perform this task, you can use any technique, which has a measuring accuracy of up to 0.01 g / cm . It may be beam balance.

According to API standards, the density of the drilling fluid is measured in pounds per gallon. The popularity of the use of the balance due to the fact that they give a fairly accurate data and are not affected by ambient temperature. Their error is only 0,9-2,4. g / cm .

Measuring work mud as follows:

  1. The cup is closed tightly with a lid, and then gently wrapped. The lid has a special opening from which can go over the solution.
  2. Next, put the scale on the lens, by sliding the slider on the rocker with marking reaches equilibrium between the cup and vodonoskom.
  3. The result is to be recorded. And to round off the value can not be, the parameters should be entered exactly to the last gram. The measurement system is in the form g / cm .

Calibration weights: Features

Scheme washing yield mud surface

Scheme washing with access to the surface of the mud.

To mud had accurate indicator, scales must be calibrated with fresh water for him. Standard measure the density of water - 1 g / cm at a temperature of 210 ? C. To achieve it, should lead shot, which is at the end of the beam, add or take away. Instead, you can use the adjustment screw, which is located in the same place.

The density of the drilling mud manufactured must be selected, focusing on the conditions to prevent the loss of stability of rocks that crystallize well and the fracturing walls. This parameter determines the measurement of the pressure control of the well.

Drilling mud properties

There are five main points that make up the solution for characterization:

  • viscosity;
  • density;
  • on water loss;
  • chemical properties;
  • solids content.

The first indicator affects the wellbore cleaning and maintenance of barite and solid phase during the ACT. But high viscosity may have some problems:

Scheme optimization of drilling fluids

Scheme optimization of drilling fluids.

  • decrease the rate of drilling, respectively, will need more time to finish the job;
  • pump pressure will be increased, which will lead to a strong pulsations in pressure and porshnevaniyu during the ACT;
  • equipment, which must be monitored by a solid phase may begin to falter, which can lead to breakage, so there is the risk of losing time and money on repairs.

The quality will depend on the type of viscosity flow: laminar or turbulent. The second point - the density of the drilling mud.

Monitoring the proportion helps monitor the pressure of the formation fluids.

If this value is high, it may cause troubles, namely:

  • decrease the rate of penetration;
  • increase the possibility of differential sticking;
  • may occur fracturing, then lost circulation in wells of planting;
  • increase the price of the mud.

If there is an equivalent mud density, the problems with cleaning the wellbore will not arise.

Parameter Fluid Loss primarily important in order to be able to prevent the formation of crusts on the filters, which reduces the differential capture. In order that it was not broken, reservoir properties, it is desirable to control, to measure water loss in productive layers remained at low values.

Additional highlights

Driving mud cleaning unit

Driving mud cleaning unit.

It is important to bear in mind the values of gradients. When drilling a well pay attention to the kinds of pressure (pore, reservoir, pressure fractures, geostatic, etc.), the ambient temperature inside the borehole salinity, electrical resistance, and so on. To all of the above options were easy to compare, introduced the notion of the gradient magnitude. It represents the value for each meter of the drill.

Modern teams are often faced with such a problem, as the confusion variables. As mentioned above, the domestic dimension is considered to be 1 g per 1 cm (kg / m ) and abroad options are indicated in pounds per gallon. Therefore, the computational work relationships can be very confusing.

The drilling activities there such a thing as an equivalent density. It takes into account the additional pressures that necessarily arise during the circulation of drilling fluid, or if there is a wellhead pressure. More specifically, it means a pressure is applied to a certain point of the flow and its ratio to what depth.

Thus, specific formulas for calculating the density of the drilling mud does not exist. To facilitate the solution of this problem and have the special tools. But this has always taken care of in advance in solid works.

Зміст:

Перед тим як приступити до обчислень щільності бурових розчинів, необхідно спочатку дати визначення цьому поняттю. Густина бурового розчину на увазі під собою співвідношення ваги до об'єму. Стандартна одиниця вимірювання виражається в грамах на кубічний сантиметр або кілограмах на кубічний метр (г / см , кг / м ). Для вимірювання даного параметра служать Пікнометри і ваги важільних плотномеров. А в більш серйозному бурінні застосовують спеціальні ареометри АГ-ЗПП.

Схема приготування бурового розчину

Схема приготування бурового розчину.

Цей апарат має такі складові: мірний стакан, поплавок зі стрижнем, знімний вантаж. Вимірювання проводять за допомогою прикріпленого штифтами склянки до поплавця. Стрижень має дві вимірювальних шкали: перша - основна, друга - поправочная. Допоміжна шкала використовується в тому випадку, коли роботи ведуться з мінералізованою водою.

Основний прилад має два ділення: перше для щільності бурового розчину в діапазоні 900-1700 кг / м , а друге - 1600-2400 кг / м . Причому в першому випадку вантаж знаходиться на мірній склянці, а в другому він знятий.

Спосіб контролювати структуру і властивості бурового розчину

Під час буріння виникає необхідність визначення щільності бурових розчинів. Для цього вже давно розроблений ряд способів і формул.

Схема найпростішого приготування бурового розчину

Схема найпростішого приготування бурового розчину.

Перелік методологій можна знайти в РД 39-2-645-81 «Методика контролю параметрів бурових розчином» (вітчизняна регламентація), також можна орієнтуватися на розробки американського нафтового інституту (API). Але все ж під час процесу буріння більше дотримуються і орієнтуються на зарубіжні стандарти.

Існує два види дослідження складів і властивостей бурового розчину: фізичний і хімічний. Буровий розчин з фізичними показниками - саме щільність відноситься до цієї категорії. Для здійснення такого завдання можна застосовувати будь-яку техніку, яка має вимірювальну точність аж до 0,01 г / см . Це можуть бути і ваги важелів.

Згідно зі стандартами API, щільність самого бурового розчину вимірюють у фунтах на галон. Популярність застосування ваг обумовлена тим, що вони дають досить точні дані і на них ніяк не позначається температура навколишнього середовища. Їх похибка становить всього 0,9-2,4. г / см .

Вимірювальні роботи бурового розчину виглядають наступним чином:

  1. Чашка закривається щільно кришкою, після чого акуратно загортається. У кришці є спеціальний отвір, з якого може вийти надлишок розчину.
  2. Далі ваги ставлять на призму, методом зрушення бігунка по коромисла з розміткою досягають рівноваги між чашкою і водоноску.
  3. Отриманий результат необхідно записати. Причому округляти значення не можна, параметри слід записувати в точності до останнього грама. Система вимірювань буде у вигляді г / см .

Калібрування ваг: особливості

Схеми промивання з виходом бурового розчину на поверхню

Схеми промивання з виходом бурового розчину на поверхню.

Для того щоб буровий розчин мав точний показник, ваги для нього необхідно калібрувати прісною водою. Стандартний показник щільності води - 1 г / см при температурі в 210 ° С. Щоб досягти його, слід свинцеву дріб, яка знаходиться на кінці коромисла, додати або відняти. Замість цього можна скористатися регулюванням гвинта, який розташований там же.

Щільність виготовленого бурового розчину необхідно підбирати, орієнтуючись на умови запобігання втрати стабільності гірських порід, що кристалізуються стінок свердловини і гідророзривів. Саме вимір такого параметра обумовлює контроль тиску в свердловині.

Властивості бурового розчину

Є п'ять основних моментів, щодо яких складається характеристика розчину:

  • по в'язкості;
  • по щільності;
  • по Водовіддача;
  • за хімічними властивостями;
  • за змістом твердих фаз.

Перший показник впливає на очищення стовбура свердловини і підтримку бариту і твердої фази під час СПО. Але при високій в'язкості можуть виникнути деякі проблеми:

Схема оптимізації складу бурових розчинів

Схема оптимізації складу бурових розчинів.

  • знизиться темп буріння, відповідно, знадобиться більше часу, щоб закінчити роботу;
  • тиск насоса буде підвищеним, що призведе до сильних пульсаціям в тиску і поршневанію під час СПО;
  • обладнання, яке повинно контролювати тверду фазу, може почати давати збої, що здатне привести до поломок, значить, є ризик втратити час і фінанси на ремонт.

Від якості в'язкості буде залежати вид потоку: ламінарний або турбулентний. Другий момент - щільність бурового розчину.

Контроль питомої ваги допомагає спостерігати тиск пластових флюїдів.

Якщо це значення буде підвищеним, то можуть виникнути неприємності, а саме:

  • знизиться швидкість проходки;
  • зросте можливість диференціального прихвата;
  • може статися розрив пласта, значить, загубиться циркуляція під час обсаджування свердловини;
  • збільшиться ціна бурового розчину.

Якщо присутній еквівалентна щільність шламу, то проблем з очищенням стовбура свердловини не виникне.

Параметр водоотдачи в першу чергу важливий для того, щоб була можливість запобігти утворенню кірки на фільтрах, що призводить до зниження диференціального захоплення. Для того щоб він не порушувався, колекторські властивості пластів бажано контролювати, щоб показник водоотдачи в продуктивних шарах залишався при низьких значеннях.

додаткові моменти

Схема блоку очищення бурового розчину

Схема блоку очищення бурового розчину.

Дуже важливо пам'ятати і про градієнтах величин. При бурінні свердловини звертають увагу на види тиску (поровий, пластовий, тиск гідророзривів, геостатічеських і т.д.), температуру навколишнього середовища і всередині стовбура свердловини, мінералізацію, електроопір та ін. Щоб всі перераховані вище параметри зручно було порівнювати, ввели таке поняття, як градієнт величини. Він позначає величину за кожен метр проходки бура.

Сучасні бригади дуже часто стикаються з такою проблемою, як плутанина величин. Як згадувалося вище, вітчизняне вимір прийнято вважати 1 г на 1 см (кг / м ), а за кордоном параметри позначаються в фунтах на галон. Тому при творі обчислювальних співвідношень можна дуже сильно заплутатися.

В бурової діяльності є таке поняття, як еквівалентна щільність. Воно враховує додаткові тиску, які обов'язково виникають під час циркуляції бурового розчину або якщо є добичі тиск. Більш конкретно воно означає, який тиск діє в певній точці потоку і яке його співвідношення до глибини.

Отже, специфічних формул для обчислення щільності бурового розчину не існує. Для полегшення і вирішення такого завдання є спеціальні інструменти. Але при солідних роботах про це завжди дбають заздалегідь.


» » » Свойства плотности бурового раствора