Дана характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при обработке буровых растворов, приведе-ны критерии выбора типа раствора. Включает требования, классификацию, основные техноло-гические параметры тампонажных растворов и камня. Начнём с параметра: содержание песка в буровом растворе. Нужно сказать, что существует несколько ключевых показателей для бурового концентрата. Все эти показатели очень важны, особенно, если прокол грунта ГНБ производится на участке с твёрдым земляным покровом.
Состав бурового раствора
Если объемная энергия перебуриваемой горной породы выше объемной энергии промывочной жидкости, то молекулы воды будут перемещаться из промывочной жидкости в поры горной породы. Так при бурении глины глинистым раствором объемная энергия глины будет всегда выше объемной энергии глинистого раствора, поэтому его водоотдача в этом случае снижается мало. При бурении глины щелочными гуматными растворами и активированными личносульфонатными растворами указанные реагенты активируют глинистые частицы горной породы, что приводит к повышению показателя фильтрации раствора. В трещиноватых и пористых горных породах с высоким потенциалом наблюдается активное «всасывание» фильтрата в поры и трещины, что также повышает показатель фильтрации. В приборах по определению водоотдачи давление жидкости на фильтр составляет всего 0,1 МПа.
Действительное давление столба промывочной жидкости в скважине во много раз превышает эту величину. Для того, чтобы создавать давление в соответствии с действительным, прибор должен иметь приспособление для его регулирования. Существенное влияние на показатель фильтрации оказывает скорость циркуляции жидкости, которая также не учитывается при измерении фильтрации в указанных приборах. Для приведения прибора в соответствие с действительной скоростью прибор должен иметь механизм для её регулирования.
С увеличением глубины температура в скважине возрастает. Повышение температуры растет водоотдача, что также нужно учитывать при определении показателя фильтрации. Таким образом, для определения действительного показателя фильтрации необходимо иметь прибор с механизмом регулирования давления, скорости циркуляции бурового раствора, его температуры. К приборам в которых можно регулировать давление исследуемой жидкости, относится прибор ФЛР-1 фильтр-пресс.
Фильтр-пресс ФЛР-1 Прибор работает следующим образом. Раствор из нагнетательной линии через кран 1, фильтр 3 и открытую задвижку 2 направляется в кольцевое пространство, образованное корпусом 4 и фильтром 5. Площадь цилиндрической поверхности фильтра равна площади фильтровальной бумаги для прибора ВМ-. Преодолевая сопротивление пружины редукционного клапана 6 отфильтрованная жидкость стекает в измерительный цилиндр 7.
Циркулирующая жидкость через распределительную муфту 8 удаляется из системы. Давление контролируется монометром 9. Прибор позволяет измерять водоотдачу при перепаде давления до 15 МПА и скорости циркуляции промывочной жидкости равной скорости восходящего потока бурового раствора в скважине. Недостатки: 1 Нельзя регулировать температуру, 2 вместо горной породы используется бумажный фильтр.
Прибор состоит из пневматической системы трубопровод, манифольд 13 с вентиляторами, баллон — ресивер 14, манометр 12 и гидравлической системы автоклав 7, трубка 5, холодильник с вентилем 20. Автоклав нагревают с помощью наружного электронагревателя 9, выполненной из нихромовой проволоки с фарфоровыми изоляторами. Мощность нагревателя регулируется автотрансформатором 16 типа РНО-250-2 и контролируется амперметром 17. Температуру пробы измеряют хромель-копеловой термопарой 4 в комплекте с регистрирующим потенциалом 1, с помощью которого заданная температура поддерживается автоматически.
Поставляется в деревянных барабанах или бумажных мешках. ПФЛХ хорошо растворяется в воде. При необходимости можно использовать реагенты и с более высокой концентрацией ПФЛХ.
Соотношение ПФЛХ и щелочи изменяется от 1 : 0,1 до 1 : 0,5 воздушно-сухие вещества. Оптимальное количество щелочи определяется опытным путем. ПФЛХ совместим со всеми применяемыми реагентами и добавками к буровым растворам.
ПФЛХ является несолестойким реагентом, поэтому рекомендуется к применению при обработке пресных, слабоминерализованных и известковых растворов, утяжеленных и неутяжеленных, в качестве понизителя вязкости. Недостаток ПФЛХ — способность вспенивать буровые растворы, поэтому его добавки необходимо осуществлять совместно с пеногасителем. Реагенты на основе лигнинов.
Лигнин входит в состав древесины и различных веществ растительного происхождения. Он является химически инертным материалом, но в настоящее время найдены способы его активизации, что делает возможным его применение в народном хозяйстве. В частности, окисленные лигнины применяют при бурении нефтяных и газовых скважин в качестве понизителей вязкости при обработке промывочных жидкостей.
В зависимости от способа переработки древесины и применяемого окислителя получают различные формы лигнина. Его применение для обработки не вызывает вспенивания промывочных жидкостей. Нитролигнин приготавливают путем обработки гидролизного лигнина разбавленной или концентрированной азотной кислотой.
Реагент представляет собой порошкообразный продукт тонкого помола светло-коричневого цвета, не растворимый в воде. Соотношение лигнина и щелочи — от 1 : 0,1 до 1 : 0,5 в зависимости от состава глинистого раствора, его щелочности и требуемой вязкости. Рецептуру реагента и его количество в каждом отдельном случае уточняют на пробах растворов, отобранных из скважины, в которых предполагают проводить обработку раствора.
Нитролигнин совместим со всеми известными реагентами и добавками, используемыми для глинистых растворов, и применяется для обработки неминерализованных и известковых промывочных жидкостей. Нитролигнин эффективен и при обработке минерализованных буровых растворов, но расход реагента в этом случае возрастает. Хлорлигнин является одним из видов окисленного лигнина и получается путем хлорирования гидролизного лигнина хлорной водой 1 : 10.
Готовый продукт хлорлигнин представляет собой сыпучую, желтовато-коричневую массу типа опилок , легко растворимую в щелочной среде. От других реагентов-разжижителей хлорлигнин отличается простотой приготовления водных растворов: удобством загрузки в глиномешалку; быстротой растворения 15-20 мин ; отсутствием вспениваемости раствора; высокой разжижающей способностью превосходящей ССБ и ПФЛХ. Игетан получается окислением нитролигнина кислородом воздуха в слабощелочной среде.
Игетан является активным понизителем вязкости, особенно в условиях кальциевой агрессии — в этом случае он более эффективен, чем сунил и нитролигнин. К достоинствам игетана относится возможность ввода его в промывочную жидкость в порошкообразном виде. Это важно при обработке утяжеленных глинистых растворов, когда необходимо стремиться к сохранению плотности буровой жидкости.
При этом расход реагента повышается. Понизители водоотдачи Реагенты из материалов растительного происхождения. К реагентам этого типа, применяемым в бурении для снижения водоотдачи промывочных жидкостей, относятся карбоксиметилцеллюлоза КМЦ , сульфоэфирцеллюлоза СЭЦ , этансульфонатцеллюлоза ЭСЦ , крахмальный и водорослевый реагенты.
Карбоксиметилцеллюлоза — простой эфир целлюлозы гликолиевой кислоты - является продуктом взаимодействия щелочной целлюлозы и монохлорацетата натрия. Степень этерификации влияет на растворимость КМЦ в воде. Степень полимеризации СП характеризует эффективность КМЦ как реагента-понизителя водоотдачи, и чем выше СП, тем более эффективен препарат.
Наибольшая эффективность снижения водоотдачи проявляется при рН промывочной жидкости 8-10. При обработке КМЦ минерализованных жидкостей происходит не только снижение водоотдачи, но и вязкости, а также предельного СНС, что не всегда желательно. В этом случае в раствор вводят другие добавки, например, окисленный петролатум, силикат натрия, палыгорскит и т.
Интенсивность повышения вязкости неминерализованных растворов увеличивается с ростом СП препарата. КМЦ не подвержено ферментации брожению и не вспенивает буровых растворов. Она совместима с большинством реагентов кроме хроматов, особенно при повышенных температурах , применяемых в практике бурения.
Характеристика КМЦ различных степеней полимеризации следующая: 1. Расход реагента 20-30 кг сухого КМЦ на 1 м3 обрабатываемого раствора. Применение КМЦ-250 малоэффективно при наличии кальциевой и магниевой агрессии.
Оптимальные добавки КМЦ-350 колеблются в пределах 15-25 кг на 1 м3 обрабатываемого раствора в зависимости от степени минерализации. При повторных обработках расход реагента не превышает 8-12 кг на 1 м3 раствора. Эффективность действия КМЦ снижается с ростом содержания солей кальция или магния.
Большая часть применяемых в бурении реагентов обеспечивает снижение водоотдачи и положительно влияет на качество фильтрационной корки. К ним относятся: окзил; феррохромлигносульфонат ФХЛС и др. Ингибиторы замедлители гидратации глин и глинистых пород — подавляют или задерживают гидратацию глин и глинистых пород, а таже повышают вязкость и прочность буровых растворов на структурном уровне для обеспечения минимизации поглощений. К ним относятся: силикат натрия или калия натриевое или калиевое жидкое стекло ; хлористый натрий; хлористый калий; хлористый кальций; минерализатор МИН-1; сернокислый алюминий; сернокислое железо и др. Регуляторы жесткости — способствуют активизации основных компонентов жидкой фазы буровых растворов. Регуляторы щелочности — создают требуемую кислотно-щелочную среду, обеспечивающую эффективность действия материалов, применяемых для приготовления буровых растворов. К ним относятся гидроксиды натрия и калия.
Смазывающие реагенты — снижают коэффициент трения бурильного инструмента о горные породы; уменьшают крутящий момент, передаваемый на бурильную колонну; увеличивают стойкость породоразрушающего инструмента; снижают вероятность прихватов. К ним относятся: реагент СМАД-1; сульфонол и др.
Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбивает породу.
Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом. Буровой раствор поднимается по затрубу — пространству между стенками скважины и бурильной трубой. На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведёт к вибрационному ситу. Сито состоит из ряда вибрирующих металлических решеток, которые используются для отделения раствора от шлама.
Раствор протекает через решетку и возвращается в отстойник. Частицы шлама попадают в жёлоб для удаления. Перед выбросом они могут быть очищены, исходя из экологических и других соображений. Некоторые частицы шлама отбираются геологами для исследований состояния внутри скважины.
Разновидности Раствор буровой лигнитовый щелочной — буровой раствор, в который вводят определенное количество лигнитов, имеющих щелочной характер.
Буровые промывочные жидкости
Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения скважин. Водоотдача — это параметр, который определяет количество и эффективность вывода выноса из скважины. Она зависит от многих факторов, таких как размер и форма частиц грунта, свойства бурового раствора, его концентрация, скорость циркуляции и другие. 6. Определяют объем выделившейся воды за 30 мин. в см3.
Промывочные жидкости
Глинистые растворы обладают способностью образовывать структуру в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании. Для характеристики прочности структуры в покое и при движении приняты два показателя: статическое напряжение сдвига СНС и динамическое напряжение сдвига ДНС. СНС— это максимальное касательное напряжение, которое возникает в глинистом растворе в момент начала его движения. ДНС — условная величина, характеризующая предел текучести в потоке бурового раствора, в Па или дПа.
Динамическое и статическое напряжение сдвига определяют на ротационном вискозиметре ВСН-3. В связи с различными условиями проводки глубоких скважин, к реологическим свойствам предъявляются разные требования. Так, с увеличением реологических параметров возрастают гидравлические сопротивления.
Это приводит к большим давлениям на буровых насосах, особенно при турбинном бурении. Поэтому следует снизить и довести до нормальной величины эти параметры. С повышением статического напряжения сдвига увеличивается удерживающая способность глинистого раствора и уменьшается уход промывочной жидкости в зонах поглощения.
При электрометрических работах нежелательна большая величина СНС, поскольку затрудняется спуск замеряющих устройств в скважину. Высокие значения СНС ухудшают очистку бурового раствора от выбуренной породы. Высокая прочность структуры раствора снижает степень очистки промывочной жидкости.
Промывочная жидкость должна обладать способностью образовывать структуру с минимальной прочностью, достаточной для удержания частиц выбуренной породы и утяжелитель во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции раствора. Фильтрационные свойства бурового раствора, виды фильтрации и их характеристика. Прибор для определения фильтрации.
Фильтрационные свойства, т. Для характеристики этих свойств измеряют водоотдачу и толщину фильтрационной корки. Водоотдача характеризует способность бурового раствора отдавать воду в пласт под действием перепада давления.
Замеряют водоотдачу на приборе ВМ-6. Определяют объем выделившейся воды за 30 мин. Различают 3 вида фильтрации бурового раствора.
В статье рассмотрены основные методы измерения водоотдачи бурового раствора, используемые в мировой нефтяной промышленности. Определены основные ограничения, а также произведено сравнение результатов измерений, выполненных по различным методикам. Рекомендованы методы измерения водоотдачи при бурении сланцевых отложений. Ключевые слова: литифицированные отложения, бурение скважин, водоотдача бурового раствора, мгновенная водоотдача бурового раствора. Получение фактических значений водоотдачи является крайне важным для минимизации воздействия на призабойную зону скважины при бурении нестабильных пород, таких как сланцы. Это связано с расклинивающим действием фильтрата: потеря стабильности и разрушение пород происходит из-за проникновения фильтрата бурового раствора между плоскостями напластования и в микротрещины породы [1, 2], что приводит к механическому разрушению стенок скважины и значительному кавернообразованию. Мгновенная фильтрация мгновенная водоотдача определяется как объем жидкости, проходящей через фильтрующую среду перед образованием фильтрационной корки в момент скола породы долотом. Она часто не учитывается при бурении в хорошо сцементированных породах.
Кроме того, использование составов для бурения позволяет продлить срок эксплуатации погружного оборудования. Что необходимо знать о буровых растворах? Расчет бурового раствора необходим для подбора компонентов основы рабочей среды и определения потребности в химических реагентах для стабилизации показателей плотности, водоотдачи, вязкости, смазочной способности промывочной жидкости. Анализ бурового раствора Исследование необходимо для обнаружения в промывочной жидкости следов природного газа или чистой нефти.
После остановки ротора выждите 10 минут. Через 10 минут включите вискозиметр, одновременно наблюдая за шкалой. Запишите максимальное отклонение стрелки перед разрушением геля, как значение СНС через 10 минут. Содержание песка концентрация посторонних твердых примесей. Для определения содержания песка применяют отстойники двух видов: металлический ОМ-2 и стеклянный мензурка Лысенко. Металлический отстойник ОМ-2 представляет собой цилиндрический сосуд, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды. На горловину сосуда надевается крышка, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора 50мл Стабильность и седиментация. Стабильность 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. Концентрация водородных ионов водородный показатель. Величина рН характеризует щелочность буровых растворов.
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
| Промывочные жидкости | Буровой раствор — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей. |
| Буровые промывочные жидкости - Добыча нефти и газа | Показателем фильтрации является объём соответствующей отфильтрованной жидкости, который обозначается Ф30, см3/30 мин. Поскольку раньше промывочные жидкости были исключительно на водной основе, то фильтрацию называли водоотдачей и обозначали В30. |
| Понятие о плотности бурового раствора и её расчёт, приборы для замера плотности. | Вынос шлама и размыв стенок скважины. Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонтальных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бурении соседних вертикальных или наклонных скважин. |
| Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин | Параметры бурового раствора. Буровой раствор представляет собой сложную многокомпонентную смесь суспензионных, аэрированных и эмульсионных жидкостей, которые используются для промывки скважин в ходе бурения. |
| Глава 8. Контроль содержания твердой фазы. | условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей. способы промывки. 3. функции бурового раствора. 4. классификация буровых растворов. |
Буровые растворы. Предназначение
Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается. По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора. Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды. Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора. При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки [3]. Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции. По мере перехода к нижним слоям корки замедляется ее разрушение. Объясняется это двумя причинами: 1.
Увеличением прочности корок от верхних слоев к нижним. По мере размыва корки усиливается фильтрация и коркообразование. Параллельно с размывом корки идет процесс уплотнения вследствие вымывания крупных частиц и увеличивается плотность укладки оставшихся частиц. При малой скорости течения промывочной жидкости второй процесс может превалировать и статическая водоотдача может оказаться выше динамической. Фактором снижения динамической водоотдачи является также диспергирование глинистых фракций бурового раствора в процессе циркуляции.
Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств. Поведение потенциально неустойчивых глин определяется двумя основными факторами - физико-химическим и физическим. Первый фактор является основным, и его сущность заключается в характере механизме физико-химического взаимодействия бурового раствора и его фильтрата с разбуриваемыми глинами. Проявление так называемого физического фактора заключается в выпучивании глин в скважину под действием аномально высоких поровых давлений в глинах или горного давления в зонах тектонических нарушений, когда глинистые породы «перемяты» при больших углах падения пород. Рассмотрим последовательно действие обоих факторов.
Физико-химическое взаимодействие глин с буровыми растворами фильтратом начинается с процессов их гидратации кристаллов глинистых минералов и набухания в микротрещинах. Расклинивающее давление кристаллического набухания проявляется на расстоянии, соизмеримом с толщиной гидратной оболочки и, чем ближе к поверхности, тем выше давление набухания, величина которого достигает тысяч атмосфер. Физическое противостояние таким силам повышение плотности раствора практически не реально. Однако, подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается с применением в растворах электролитов солей в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Из числа известных растворов этого типа гипсовый, хлоркальциевый наиболее эффективным является калиевый раствор. Уникальность этого раствора заключается в том, что ион калия, в сравнение с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием.
Под данным параметром подразумевается способность раствора отдавать воду пористым породам. Чем больше свободной воды в растворе и меньше глинистых частичек, тем больший объем воды проникает в пласт. Показатель фильтрации определяют по сухому остатку. Для этого выполняется постепенное вливание отмеренного объема фильтрата в предварительно высушенную и взвешенную чашку. Далее он помещается на водяную баню. После того, как вся жидкость будет выпарена, дно чашки нужно вытереть фильтровальной бумагой. Саму чашку нужно поставить в сушильный шкаф на 4-5 часов при температуре 105 градусов. После этого данную чашку нужно выдержать в эксикаторе на протяжении 45 минут и затем взвесить на аналитических весах. Для расчета содержания сухого остатка используется специальная формула. Статистическое напряжение сдвига Приготовление буровых растворов также предусматривает учет такого параметра, как статическое напряжение сдвига. Этот параметр характеризует усилие, требующееся для вывода раствора из состояния покоя. Для определения данного показателя применяется ротационный вискозиметр.
При циркуляции в скважине буровой раствор: создает противодавление поровому давлению ; очищает забой от выбуренной породы ; формирует фильтрационную корку на стенках скважины, укрепляя таким образом неустойчивые отложения. Уменьшает воздействие фильтрата бурового раствора на породы разобщением разбуриваемых пластов и открытого ствола ; транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает ее во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции; передает гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото; предупреждает осыпи, обвалы и др. Состав буровых растворов В практике бурения применяют буровые растворы на водной техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы , углеводной известково-битумный раствор, инвертная эмульсия и аэрированных основах. При бурении в хемогенных отложениях применяют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случае возможного осыпания и оползней стенок скважины — ингибированные растворы, при воздействии высоких температур — термостойкие глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных пластов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжеленные буровые растворы, в неосложненных условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимер-глинистые растворы с низким содержанием твердой фазы. Свойства и их регулирование Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность , вязкость , водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия , содержание ионов Na , K , Mg. Толщина осадка на фильтре фильтрационная корка , которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Для обеспечения эффективности бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
4.5. Толщина фильтрационной (глинистой) корки (К). Этот показатель косвенно характеризует способность бурового раствора образовывать временную крепь на стенках скважины, за-висит от водоотдачи и прямо пропорционален ей. Водоотдачу промывочной жидкости, содержащий газ и объем газа (в %) определяют на приборе ВГ-1М (рис. 1.8). 2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин. 2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов. 2.2 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения. 2.3 Обоснование параметров бурового раствора.
Для чего необходимо замерять плотность бурового раствора условную вязкость водоотдачу
Таким образом, водоотдача бурового раствора оказывает значительное влияние на скорость бурения скважин. Высокая водоотдача способствует более эффективному охлаждению долота, улучшению гидравлических свойств раствора и удалению выбуренной грунтовой массы. СНС величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры покоящегося раствора. Это способность бурового раствора удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии при остановках циркуляции. 1. КМЦ-250 – низковязкий препарат, предназначенный для снижения водоотдачи пресных и слабоминерализованных (содержание NaCl 5-7 %) утяжеленных растворов. Расход реагента 20-30 кг сухого КМЦ на 1 м3 обрабатываемого раствора. Буровой раствор (англ. drilling fluid, drilling mud; нем. Spülung, Bohrschlamm, Spülflüssigkeit) — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения. 6.1 Гомогенные буровые растворы на водной основе 6.1.1 Техническая вода Техническая вода является наиболее доступным и дешевым очистным агентом, в связи с чем, достаточно широко используется при бурении устойчивых пород в случае отсутствия флюидопроявлений. это способность их образовывать структуру, застудневать в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании.
Состав бурового раствора
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий: вязкость, плотность, водоотдача, химические свойства, содержание твердой фазы. 2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин. 2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов. 2.2 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения. 2.3 Обоснование параметров бурового раствора. Буровой раствор – это сложная дисперсионная система, состоящая из эмульсионных, аэрационных и суспензионных жидкостей, которые используются с целью промывки скважинных стволов в процессе их бурения. 4.5. Толщина фильтрационной (глинистой) корки (К). Этот показатель косвенно характеризует способность бурового раствора образовывать временную крепь на стенках скважины, за-висит от водоотдачи и прямо пропорционален ей. Водоотдача – это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Единица измерения водоотдачи – см3/30 мин. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 (рисунок 28). Буровой раствор — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей.