Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В конкретных условиях бурения скважины обоснованно выб­ранная и применяемая промывочная жидкость того или иного вида должна отвечать определенным требованиям к ряду ос­новных ее свойств, выражаемых количественно и требующих тщательного измерения и постоянного контроля.

Плотность и удельный вес буровой промывочной жидкости зависят от исходного соотношения и плотностных свойств ис­пользованных при ее приготовлении жидких и твердых компо­нентов и при замкнутой циркуляции в условиях плохой очистки и отсутствия надлежащего контроля могут быстро измениться в процессе бурения под воздействием подземных вод, раство­римых пород, насыщения шламом и газом.

Понятия плотности и удельного веса иногда путают. В си­стеме СИ плотность р (масса единицы объема) выражается в кг/м3, удельный вес у (сила тяжести единицы объема) измеря­ется в Н/м3. Удельный вес зависит от ускорения свободного па­дения в точке измерения

— (2-3)

На практике, например, в расчетах при приготовлении бу­ровых растворов, пользуются понятием плотности (объемной массы) р, выражаемой в г/см3 или кг/м3, а когда определяется силовое воздействие промывочной жидкости, например, гидро­статическое давление раствора в скважине,— понятием удель­ного веса у> выражаемого в единицах силы и объема. Гидро­статическое давление столба промывочной жидкости на забой может быть определено

Рст^уН, Па,

где Я — глубина скважины по вертикали, м; у — удельный вес, Н/м3.

Плотность глинистых и шламовых растворов в нормальных условиях составляет р= 1,05—1,3 г/см3 и находится в прямой связи со свойствами и, прежде всего, с дисперсностью твердой фазы. Так, высокодисперсная бентонитовая глина уже при кон­центрации 0,3—0,5 % позволяет получить раствор с удовлетво­рительными структурными свойствами. При использовании мест­ных глин низкого качества их концентрацию приходится дово­дить до нескольких процентов, в связи с чем р раствор воз­растает. В нормальных условиях увеличение плотности раствора не является желательным, так как это отрицательно сказыва­ется па механической скорости бурения, вызывает повышение затрат энергии на прокачивание и потери раствора в проницае­мых породах при низком, пластовом давлении. Повышенный удельный вес раствора бывает необходим для создания проти­водавления в целях предупреждения выбросов при проходке горизонтов с высоким пластовым давлением, а также в слабо­связных рыхлых или неустойчивых из-за трещиноватости твер­дых породах, поскольку, благодаря образующейся на стенках скважины глинистой корке, повышенное гидростатическое дав­ление способствует устойчивости, предупреждает обвалы и об­рушения проходимых пород.

В необходимых случаях плотность глинистого раствора за счет введения инертных утяжелителей доводят до 2,4 г/см3. Для предупреждения потерь циркуляции буровые растворы аэри­руют, достигая многократного снижения удельного веса и гид­ростатического давления на поглощающий горизонт.

Для определения плотности раствора в производственных условиях используют ареометры, в лабораторной практике при­меняют пикнометры, погрешность измерения которыми не выше ±0,1 %.

Ареометр АГ-ЗПП (рис. 2.9) широко применяется при раз­ведочном и эксплуатационном бурении. Поплавок 7 и полиэти­леновый мерный стакан 5 соединяются за счет эластичности стакана. В нижней его части закреплен съемный груз 1. На стержне 8 поплавка 7 имеются две шкалы: одна с делениями от 0,9 до 1,7 г/см3 и другая (с противоположной стороны) — от 1,6 до 2,4 г/см3. При измерении мерный стакан 5 до верха заполняется испытуемым раствором, избыток которого стекает через боковые отверстия в верхней части мерного стакана 5, присоединяется поплавок, и ареометр в строго вертикальном положении опускается в ведро-футляр 9 или в любой резервуар глубиною не менее 0,5 м с чистой пресной водой. Отсчет плот­ности берут на уровне воды в сосуде обычно по шкале с ма­лыми значениями р. Если раствор утяжеленный и ареометр пол­ностью тонет в воде, груз 1 снимают, опускают ареометр в воду без груза и отсчет берут по шкале с большими значениями р.

Перед употреблением ареометра необходимо проверить точ­ность его показаний, определяя плотность пресной воды. Ис­правный ареометр должен показывать р= 1,0 г/см3. Допусти­мая погрешность измерения ±0,01 г/см3. При наличии грубой погрешности в показаниях ареометр можно исправить за счет соответствующего изменения компенсационного груза 3.

Можно пользоваться и неисправным ареометром в случае за­вышенных показаний, отнимая из отсчетных значений поправку, найденную при определении плотности воды.

Следует тщательно оберегать тонкостенный поплавок арео­метра от сжатия и ударов, содержать ареометр в чистоте.

Вязкость бурового раствора является одной из важнейших характеристик его качества и играет большую роль при бурении.

В большинстве случаев повышенная вяз­кость раствора не только не является желательной, но и вредна, так как вле­чет нерациональные расходы мощности на прокачивание, снижает коэффициент наполнения насосов, ухудшает работу турбобуров и, .главное, затрудняет очи­стку бурового раствора от шлама. При бурении по глинистым породам вязкость

Рис. 2.9. Ареометр АГ-ЗПІІ:

/ — съемный груз; 2 — заглушка; 3 — компенсационный груз; 4 — балласт; 5 — мерный стакан; 6 — донышко; 7 — поплавок; 8 — стержень; 9 — ведро-футляр; 10 — пробка; //— шкала Рис. 2.10. Вискозиметр полевой СПВ-5

раствора со временем возрастает. Для борьбы с этим явлением применяют химическую обработку раствора или, если позво­ляют условия, периодически добавляют в раствор воду. Со­знательно увеличивают вязкость при бурении в пористых или трещиноватых породах с низким пластовым давлением, что поз­воляет уменьшить потери промывочной жидкости. Повышенная вязкость способствует также увеличению выхода керна, выносу крупных частиц шлама и устойчивости стенок скважины в рых­лых породах.

Под вязкостью понимают свойство жидкости сопротивляться относительному перемещению слоев, что вызывается силами

внутреннего треиия. Количественной мерой ИСТИИНОЙ ВЯЗКОСТИ служат динамический коэффициент вязкости |д и кинематиче­ский коэффициент вязкости V. Динамический и кинематический коэффициенты вязкости связаны между собой соотношением

(2.4)

v = jx/p.

где р — плотность жидкости, г/см3.

Однородные капельные жидкости и истинные растворы под­чиняются закону трения Ньютона

где т — касательное напряжение сдвига; йь/йп — градиент ско­рости в направлении, перпендикулярном к движению слоев жид­кости.

Глинистые и стабилизированные шламовые растворы, яв­ляясь дисперсно-коллоидными системами, не подчиняются за­кону Ньютона. Для раствора бентонитовой глины отклонения отмечаются уже при концентрациях последней менее 1 %• Чем крупнее твердые частицы в двухфазной среде, тем указанные отклонения наступают при большей их концентрации. Законо­мерности внутреннего трения структурных буровых растворов удовлетворительно отражаются законом трения Шведова — Бингама, справедливым для вязкопластичных тел:

(2.6)

Величина то, выражающая дополнительные напряжения, не зависящие от градиента скорости и обусловленные наличием дисперсной фазы, называется динамическим напряжением сдвига и измеряется в паскалях. Величина rj, аналогичная ц в фор­муле (2.5), называется коэффициентом структурной вязкости. Значения rj и то нормальных глинистых растворов колеблются в пределах соответственно 2—10 Па и 0,005—0,02 Па*с.

Для определения коэффициентов вязкости и динамического напряжения сдвига служат капиллярные, ротационные и другие вискозиметры.

В буровой практике определяют обычно условную (кажу­щуюся) вязкость промывочной жидкости, измеряемую в секун­дах истечения и обозначаемую буквой Т. С этой целью исполь­зуют стандартный йолевой вискозиметр ПВ-5 (рис. 2.10), пред­ставляющий собой воронку с трубкой в нижней части длиной 10 см, имеющей калиброванный внутренний канал диаметром 5 мм. К вискозиметру прилагаются секундомер, кружка с пе­регородкой в средней части, разделяющей ее на две емкости: 500 и 200 см3, а также сетка, надеваемая на верхнюю часть воронки для предупреждения засорения трубки вискозиметра. Для измерения условной вязкости, закрыв нижнее отверстие трубки пальцем, через сетку заливают в воронку 700 см3 рас­

твора; подставляют под вискозиметр кружку той ее частью, которая имеет емкость 500 см3, включают секундомер и одно­временно открывают нижнее отверстие. Когда кружка напол­нится, отверстие трубки перекрывают, останавливают секундо­мер и фиксируют время истечения. Затем раствор из кружки вновь выливают в воронку и повторяют измерения до совпаде­ния результатов, что свидетельствует о разрушении структуры раствора, обусловленной его тиксотропными свойствами. Время истечения 500 см3 раствора в секундах является мерой условной вязкости. Заливать в воронку перед началом измерения 700 см3 раствора вместо 500 см3 необходимо для того, чтобы обеспечить режим истечения под давлением и компенсировать неизбежные потери раствора при последующих измерениях.

Для нормальных глинистых растворов условная вязкость составляет обычно Т—20—25 с. В необходимых случаях ус­ловную вязкость доводят до 50 с и более вплоть до состояния «не течет» (НТ). Необходимо помнить, что условная вязкость, замеренная с помощью СПВ-5, может быть одна и та же у рас­творов с различными сочетаниями структурной вязкости и ди­намического напряжения сдвига. Величину условной вязкости нельзя использовать при гидравлических расчетах.

Правильность показаний вискозиметра СПВ-5 проверяется по чистой пресной воде при комнатной температуре. Исправный вискозиметр должен для воды показывать условную вязкость Г=15с.

Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры глинистого раствора, образующейся при застуднева­нии за определенное время пребывания его в покое. Жесткая пространственная решетка (структура) раствора, возникающая в результате гидрофильной коагуляции, придает ему свойства пластичного тела. При приложении некоторого усилия находя­щийся в состоянии геля раствор может деформироваться без разрушения структуры, его слои смещаются в результате явле­ний ползучести. При дальнейшем увеличении прилагаемого уси­лия наступает момент лавинообразного разрушения структуры, и раствор переходит в жидкое состояние. Количественной ме­рой прочности структуры является то минимальное, отнесенное к единице площади усилие, при котором раствору возвращается текучесть — оно называется статическим (начальным) напряже­нием сдвига, обозначается буквой 0 и измеряется в паскалях.

Высокое статическое напряжение сдвига глииистого раствора осложняет его очистку от шлама на поверхности и, в особен­ности, от пузырьков газа при проходке газоносных горизонтов. В этом смысле оно не является желательным. Долгое время способность к структурообразованию (тиксотропия) глинистого раствора считалась важнейшим его достоинством, поскольку об­разующаяся при вынужденном прекращении циркуляции струк­тура удерживает продукты разрушения породы во взвешенном состоянии и предупреждает прихват инструмента. Многочислен­ные примеры успешного бурения глубоких скважин с промыв­кой водой и с продувкой (воздухом и газом) показали несостоя­тельность старых представлений.

Повышенные значения статического напряжения сдвига не­обходимы для борьбы с потерями циркуляции промывочной жидкости при бурении в слабонапорных пористых или тонкотре­щиноватых породах в условиях пониженного пластового давле­ния, а также при необходимости утяжелять глинистый раствор добавлением инертных утяжелителей в условиях высоких пла­стовых давлений. В первом случае образующаяся в дренажных каналах прочная пространственная структура препятствует дальнейшему уходу промывочной жидкости, во втором — тик- сотропные свойства исходного глинистого раствора препятст­вуют оседанию порошка инертного утяжелителя, частицы ко­торого не имеют гидратных оболочек и не могут долгое время самостоятельно удерживаться во взвешенном состоянии. Отри­цательное влияние высокого статического напряжения сдвига выражается в повышенных пусковых давлениях на насосе при возобновлении циркуляции после простоя, а также в резких ко­лебаниях давления в стволе скважины при спуско-подъемных операциях, что в неблагоприятных условиях может вызвать ка­тастрофическое поглощение или выброс.

Статическое напряжение сдвига измеряют с помощью спе­циальных приборов — широм^тров и пластометров. Последние более точны и широко используются на буровых работах. Су­ществуют пластометры капиллярные, ротационные и основан­ные на поступательном движении пластинки или цилиндра. В отечественной буровой практике наиболее распространен ро­тационный пластометр СНС-2 (рис. 2.11). Электромотор с ре­дуктором приводит стакан пластометра во вращение с частотой 0,2 об/мин. Вращение стакана через жесткую пространственную решетку испытуемого раствора, находящегося в кольцевом за­зоре, передается цилиндру, который в свою очередь закручивает поддерживающую его на весу упругую проволоку. Частота вра­щения цилиндра вследствие ползучести структуры постепенно снижается. В момент, когда сопротивление проволоки закручи­ванию станет равным сопротивлению трения между раствором и поверхностью цилиндра, структура разрушается, и цилиндр делает обратный поворот. Угол закручивания нити отмечают по лимбу с помощью закрепленного на штативе указателя. К пла- стометру СНС-2 прилагается комплект стальных проволок раз­личной упругости. Статическое напряжение сдвига вычисляется по формуле

0 = п-Дф, (2.7)

где Дф — угол закручивания нити от первоначального положе­ния-, градус; п — постоянная прибора, зависящая от упругости проволоки и габаритов внутреннего цилиндра, Па/градус.

Прочность структуры зависит от времени, в течение которого раствор ‘остается в покое. С точки зрения технологии бурения лучшими тиксотропными свойствами обладает раствор, проч­ность структуры которого нарастает быстрее. Чтобы характери­зовать нарастание тиксотропных свойств раствора, статическое напряжение сдвига определяют дважды с выдержкой в 1 и 10 мин после перемешивания и обозначают соответственно 01 и 010. Чем больше отношение 0ю/01, тем лучше тиксотропные свойства глинистого раствора.

Статическое напряжение сдвига 0 нормальных глинистых ‘растворов колеблется в пределах 1,5—4 Па. Для утяжеления используют растворы, у которых 01, равны 3—5 Па, а в целях предупреждения поглощений — 10—12 Па.

Помимо рассмотренного прибора СНС-2 ротационного типа, в обслуживающих буровые работы лабораториях в нашей стране и за рубежом находят применение капиллярные пласто — метры, позволяющие определять 0 по величине усилия на сдвиг столбика испытуемой промывочной жидкости в стеклянной трубке диаметром 1—2 мм, а также пластометры, основанные на определении усилия для прямолинейного перемещения пла­стинки в исследуемом буровом растворе. Среди последних для точных лабораторных измерений широко применяется прибор Вейлера — Ребиндера, позволяющий кроме 0 определять еще ряд важных параметров, характеризующих вязкопластичные и упругие свойства коллоидных буровых растворов.

Содержание песка в буровом растворе характеризует каче­ство исходных материалов (например, глины) используемых для приготовления раствора, а также степень загрязненности его шламом — продуктами разрушения проходимых горных по­род. Под песком глинистого раствора понимают частицы пород­ного шлама, крупные твердые включения в исходной глине и ее нераспустившиеся в воде комочки, в естественном растворе — это крупные негидратирующиеся частицы шлама и их агрегаты. Повышенное содержание песка свидетельствует о плохой очистке раствора на поверхности при замкнутой циркуляции.

Содержание песка выражается в процентах по объему в не­уплотненном состоянии к общему объему пробы раствора, обоз­начается буквой П и для нормального (неутяжеленного) рас­твора считается допустимым не более 4 %.

Чем выше содержание песка, тем хуже условия работы на­сосов, турбобуров, нагнетательных линий, сальников-вертлюгов, бурильных труб и их соединений, породоразрушающего инстру­мента, в особенности шарошечных долот (опор шарошек). С уве­личением содержания песка быстро возрастает износ всех кон­тактирующих с потоком глинистого раствора деталей и узлов бурового снаряда, насосного оборудования и гидравлических
забойных двигателей. При высоком содержании песка, пред­ставленного частицами твердых абразивных пород, особо вред­ное влияние оказывают не столько грубые, сколько содержа­щиеся в большом количестве и весьма трудно отделимые мелкие фракции, приводящие при больших перепадах давления к на­рушению плотности резьбовых соединений и катастрофически быстрому абразивному износу клапанов насосов. В местах, где скорость потока загрязненного песком раствора особенно вы­сока, абразивный износ может привести к аварийным случаям.

Рис. 2.11. Ротационный пластометр СНС-2: / — стакан; 2 — электромотор; 3 — цилиндр; 4 — граду­ированный лимб; 5 — стальная нить

п

У

Рис. 2.12. Металлический отстойник ОМ-2

Необходимо при любых обстоятельствах стремиться к воз­можно более полной и тщательной очистке раствора на по­верхности.

На практике содержание песка определяют обычно с по­мощью металлического отстойника ОМ-2 (рис. 2.12). Корпус отстойника с рукояткой и отверстием в верхней части, ниже которого его емкость составляет 500 см3, имеет внизу стеклян­ную бюретку с нанесенными на боковой поверхности делениями через 0,1 см3. Сверху отстойник закрывается колпачком, кото­рый используется как мерный сосуд емкостью 50 см3. Для оп­ределения содержания песка в отстойник с начала заливают 200—300 см3 воды, затем с помощью колпачка заливают 50 м3 испытуемого раствора, а потом добавляют воду до тех пор, пока она не начнет изливаться через боковое отверстие; зали­вают в общей сложности 450 см3 воды. Надев колпачок и при­держивая пальцем боковое отверстие, отстойник несколько раз переворачивают и встряхивают, после чего устанавливают в вер­тикальном положении и оставляют в покое на 1—2 мин. За это

Ёремя с нижнеМ конце бюретки оседают практически все — чй- стицы крупностью более 0,02 мм. С помощью делений на бю­ретке определяют объем осевшего песка в кубических санти­метрах, а результат умножают на два, получая таким образом содержание песка в процентах.

Водоотдача и толщина фильтрационной корки бурового рас­твора могут рассматриваться в качестве наиболее важных ха­рактеристик его буровых свойств. Под водоотдачей понимают способность раствора под действием избыточного давления от­фильтровывать воду через пористую перегородку, дренажные каналы которой для коллоидных частиц с их гидратными обо­лочками непроходимы. Минимальная водоотдача особенно важна при бурении по рыхлым, неустойчивым, набухающим по­родам, т. е. именно в тех условиях, для которых в первую оче­редь предназначены сами по себе коллоидные буровые рас­творы. Вода, проникающая из скважины в слагающие ее стенки пористые, слабосвязные породы, нарушает их устойчивость, при­водит к обрушению или набуханию пород, сужению ствола скважины, затяжкам инструмента при извлечении, прихватам и другим осложнениям.

Процесс водоотдачи сложен. В первый период контакта рас­твора с пористой поверхностью, вскрываемого скважиной’ го­ризонта в условиях, если гидростатическое давление в скважине выше чем пластовое, вода из раствора вместе с мельчайшими частицами твердой фазы устремляется в поры породы. В тонких порах, сечения которых соизмеримы с размерами гидратиро­ванных частиц, последние не могут проникнуть на значитель­ную глубину. В более широких порах по мере продвижения вглубь скорость перемещения частиц снижается, образуется про­странственная структура, частицы накапливаются. В итоге устья пор забиваются, и на стенках скважины образуется фильтра­ционная корка. По мере образования и дальнейшего роста тол­щины корки водоотдача снижается. Растворы, приготовленные из высококачественных глин, благодаря высокой степени дисперсности глинистых частиц, активным силам электромоле — кулярного взаимодействия на границе раздела фаз образуют тонкие, плотные глинистые корки, способные практически пол­ностью устранить водоотдачу. Растворы из глин плохого каче­ства и шламовые неглинистые растворы, содержащие грубые, слабо гидратированные частицы, образуют рыхлые, пористые корки большой толщины, по мере роста которой водоотдача снижается очень медленно.

В общем случае водоотдача возрастает с увеличением пере­пада давления. Однако с помощью специальной химической обработки раствора образуемой им фильтрационной корке можно придать свойство уплотняться с увеличением давления, благодаря чему с ростом перепада давления водоотдача сни­жается. С увеличением температуры водоотдача и толщина
фильтрационной корки возрастают. На величину водоотдачи раствора очень большое влияние могут оказывать минерализо­ванные пластовые воды, растворимые породы и многие другие факторы, проявляющиеся в процессе циркуляции раствора в скважине и на поверхности. Величину водоотдачи можно изменять в желаемом направлении, воздействуя на раствор различными химическими реагентами. Следует, однако, учи­тывать, что применение в этих целях щелочных реагентов, со­держащих ионы Ыа, способствует набуха­нию и переходу в раствор глинистых по­род, т. е. может привести к осложнениям. Вообще стремление к всемерному сниже­нию водоотдачи не всегда оправдано, по­скольку слишком большое превышение гидростатического давления в скважине над давлением в порах и трещинах поро­ды может затруднить ее разрушение и очи­стку забоя.

Рис. 2.13. Прибор ВМ-6 для определе­ния водоотдачи

Во многих ответственных случаях буре­ния стремятся прежде всего поддерживать водоотдачу в необходимых пределах, следя за тем, чтобы показатели всех прочих свойств бурового раствора не принимали недопустимых значений.

Водоотдачу измеряют в см3 за 30 мин при перепаде давления на стандартном фильтре в 0,1 МПа и обозначают бук­вой В.

В настоящее время в отечественной практике колонкового бурения для опре­деления водоотдачи широко используются простые и надежные в работе приборы ВМ-6 и ВМ-6М (рис. 2.13). Прибор состоит из четырех ос­новных узлов: штатива 1, напорного цилиндра 2, фильтра­ционного стакана 3 и плунжера 9 с грузом 8. Между фильтра­ционным стаканом 3 и его поддоном 5, соединяющимися между собой на резьбе, в специальной кольцевой выточке зажимается стальной кружок 4 с просверленными в нем от­верстиями (решетка), на который сверху предварительно укладывают смоченный в воде кружок фильтровальной бумаги. С помощью винта 6 клапан 7 его резиновой поверхностью прижимают к нижней стороне стального кружка (решетки) 4, и фильтрационный стакан в собранном виде устанавливают в шта­тив 1. Через горловину в фильтрационный стакан заливают 120 см3 испытуемого раствора. Пока клапан 7 прижат к ре­шетке, водоотдачи не происходит. На резьбу горловины ста­кана 3 навинчивают напорный цилиндр 2, предварительно за­крыв дроссельный кран 11. В напорный цилиндр 2 наливают
масло (автол), устанавливают плунжер 9 с грузом 8 и, дейст­вуя дроссельным краном 11, выпускают излишнее масло в коль­цевую емкость вокруг напорного цилиндра 2 с таким расчетом, чтобы нулевое деление шкалы, нанесенной на прозрачном участке груза 8, установилось против риски в верхней части цилиндра 2. В этот момент дроссельный кран 11 закрывают. Затем открывают клапан 7 и включают секундомер или заме­чают время по часам. Плунжер с грузом 8 через масло в ци­линдре 2 своим весом передает на глинистый раствор в фильт­рационном стакане 3 давление в 0,1 МПа, под действием кото­рого через фильтровальную бумагу и постепенно образую­щуюся на ней фильтрационную корку из раствора просачива­ется вода, стекающая через отверстия в поддоне 5 в установ­ленную под прибором металлическую чашечку.

По мере отделения воды объем раствора уменьшается, и плунжер с грузом медленно опускается вниз. Через 30 мин по шкале 10 и риске на цилиндре 2 фиксируют объем отфиль­трованной воды в см3. Деления на шкале соответствуют фильтру диаметром 75 мм, тогда как фактически его диа­метр 53 мм.

Шкала прибора ВМ-6 позволяет определить водоотдачу не более чем 40 см3 за 30 мин. Если, например, сократить время опыта до 15 мин и получить при этом водоотдачу 30 см3, то это не значит, что за 30 мин водоотдача будет равна 60 см3, по­скольку толщина фильтрационной корки нарастает не прямо пропорционально времени. Поэтому для определения водоотдачи более 40 см3 за 30 мин к прибору прилагаются листки с двой­ной логарифмической сеткой, на которой график зависимости водоотдачи от времени практически прямолинеен. Это дает воз­можность, замерив водоотдачу за два отрезка времени (меньше 30 мин), получить графической экстраполяцией водоотдачу за 30 мин.

Следует учитывать, что водоотдача, определяемая с по­мощью прибора ВМ-6, является условным критерием, хсТя бы потому, что опыт проводится в статических условиях. В сква­жине раствор движется, на различных ее участках проявляются различные гидродинамические и гидростатические давления, различные температуры, пористость пород разных горизонтов также различна, в силу чего фактическая водоотдача может весьма значительно отличаться от условной.

Для нормальных глинистых растворов считается допусти­мой водоотдача в пределах 10—25 см3 за 30 мин (по прибору ВМ-6). В осложненных условиях бурения по рыхлым, неустой­чивым породам водоотдачу с помощью химической обработки раствора доводят до 2—3 см3 за 30 мин. При бурении в устой­чивых породах, где водоотдача не играет существенной роли, можно вообще не пользоваться структурированными растворами и осуществлять промывку водой.

Толщина фильтрационной корки зависит от водоотдачи и прямо пропорциональна ей. Определение толщины корки про­изводят непосредственно ее измерением на фильтровальной бумаге после испытания раствора на водоотдачу. Для этого раз­ложенный на столе кружок фильтровальной бумаги с образо­вавшейся коркой протыкают вертикально поставленной сталь­ной линейкой, и по ее миллиметровым делениям читают тол­щину корки, обозначают ее буквой К — Нормальной считается фильтрационная корка толщиной не более 3 мм.

Буровые растворы плохого качества образуют на стенках скважины толстую, рыхлую корку, которая сужает — сечение ствола, при подъеме инструмента легко сгребается со стенок скважины, может привести к его затяжкам и прихватам. Чем более высокими коллоидными свойствами обладает раствор, чем сильнее диспергирована в нем твердая фаза, тем образующаяся корка более тонкая и плотная, что способствует облегчению вра­щения и, в особенности, подъема снаряда. Толщина корки воз­растает с увеличением перепада давления и с ростом концен­трации твердой фазы в растворе. Плохая очистка раствора, высокое содержание в нем инертных частиц шлама ведет к уве­личению толщины и снижению плотности корки. Толщина корки растет также с увеличением температуры раствора, причем чем выше температура, тем сцепление корки с породой слабее.

Помимо толщины и плотности корки важную роль играет ее липкость. Общепринятой методики определения последней до настоящего времени не существует. Высокая липкость филь-1 трационной корки даже при малой ее толщине существенно за­трудняет вращение и подъем инструмента и даже может вы­звать его прихват, в особенности в наклонных скважинах после длительного простоя.

Прибор ВМ-6 (ВМ-6М) может быть использован для опре­деления содержания газа в растворе по оседанию плунжера под действием дополнительного груза до начала процесса филь­трации, т. е. до момента открытия клапана 7 (см. рис. 2.13). Более удобен в этих целях прибор ВГ-1М, имеющий удлинен­ный плунжер и две шкалы —нижнюю для измерения содержа­ния газа и верхнюю — для измерения водоотдачи. Для точных измерений и исследований в стационарных лабораториях при­меняют вакуумные приборы.

Концентрация водородных ионов является весьма четким по­казателем характера и интенсивности физико-химических про­цессов в буровом растворе. Зная концентрацию водородных ионов, можно предвидеть поведение промывочной жидкости в скважине и эффективно проводить ее химическую обработку.

Концентрация водородных ионов характеризуется водород­ным показателем — безразмерной величиной, обозначаемой pH и представляющей собой логарифм концентрации ионов Н+, взя­тый с обратным знаком. Для чистой воды при 22 °С pH = 7, так как в этом случае концентрация Н+ составляет 1 • 10 7 г/л. Чем выше pH, тем концентрация ионов водорода меньше. При рН>7 среда имеет щелочной характер, при pH = 7 — кислотный. Существуют колориметрический и электрометрический способы определения pH. Первый является косвенным, а второй служит для непосредственного определения pH.

Колориметрический способ заключается в сравнении изме­нившегося под влиянием реакции среды цвета вещества — ин­дикатора с эталонной цветной шкалой для определенного ин­дикатора и определенного интервала значений pH.

Электрометрический способ основан на ионных электрохи­мических явлениях и значительно более сложен. Точное опреде­ление водородного показателя бурового раствора доступно пока лишь хорошо оснащенным лабораториям.

Рассмотренные методы измерений и приборы широко при­меняются для определения свойств разнообразных промывоч­ных жидкостей. Число измеряемых параметров быстро возра­стает, совершенствуются методика измерений и аппаратура. В специализированных лабораториях измеряют содержание в буровых растворах нефти, газа, бентонита, определяют удель­ную теплоемкость и теплопроводность растворов, состав твердой фазы, анализируют фильтраты на щелочность, содержание не­органических солей и пр. Разработаны методы определения эф­фективности пенообразователей и пеногасителей. В связи с рас­ширяющимся применением ПАВ весьма важным показателем становится поверхностное натяжение фильтрата, определяемое с помощью счетчиков капель. Созданы сложные лабораторные установки для определения свойств буровых растворов в усло­виях, приближенных к реальным. Так, установка УИВ-1 позво­ляет определять водоотдачу раствора при температурах до 200°С и перепадах давления до 10 МПа.

Комментарии запрещены.