Измерение параметров бурового раствора реферат

Обновлено: 05.07.2024

Методы измерения плотности бурового и цементного растворов
В ходе проведения работ по бурению скважин состав и, как следствие, технические характеристики буровых растворов могут претерпевать значительные изменения. При этом в качестве причины могут выступать целенаправленные действия со стороны буровой бригады – а именно, введение в состав раствора добавок и химических реагентов с целью обеспечить наиболее подходящие параметры раствора для текущих условий бурения. Кроме того, состав раствора может меняться под воздействием среды в скважине, а потому для поддержания его исходных характеристик необходим мониторинг показателей используемой жидкости.

Плотность бурового раствора - это отношение массы к объему, единица изме-рения – г/см 3 ; кг/м 3 . Плотность определяют при помощи пикномеров и весов рычажных плотномеров, а на буровой - специальными ареометрами АГ-ЗПП.

Пикнометрический метод определения плотности жидкости основан на взвеши-вании жидкости, занимающей в пикнометре известный объем, найденный весовым способом. Основные преимущества данного метода сводятся к следующему:

- высокая точность измерений, обусловленная тем, что взвешивают на высокоточных весах общего назначения без каких-либо дополнительных устройств, неизбежно уменьшающих чувствительность весов;

- малая площадь свободной поверхности жидкости в пикнометре, что практически исключает испарение жидкости и поглощение влаги из воздуха;

- пригодность для работы как с летучими, так и с весьма вязкими жидкостями;

- использование небольшого количества жидкости (1- 100 см 3 );

- раздельное проведение операций термостатирования жидкости в пикнометре и последующего взвешивания.

При точных измерениях, когда вполне оправданы некоторая трудоемкость и необходимость соблюдения ряда предосторожностей, пикнометрическому методу отдают предпочтение.

Ч ем больше вместимость пикнометра, тем меньше погрешность взвешивания; однако одновременно увеличивается ошибка, связанная с неравномерностью температуры во всей массе жидкости. Наилучшие результаты получают с пикнометрами вместимостью 25-100 см 3 .

Сущность метода заключается в определении массы цементного теста, помещенного в пикнометр с известным объемом, при определенной температуре. Пикнометр П-1 изготовлен из нержавеющей стали и состоит из стакана, который закрывается пробкой.

Рычажные весы-плотномер ВРП-1.

Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов.

Принцип работы рычажных весов ВРП-1М основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры. Основные технические характеристики: диапазон измерения, г/см ³- от 0,8 до 2,6; погрешность измерения, г/см³- от ± 0,01.

ВРП-1 (рис. 1) состоят из: стойки 8; подвижной части, в которую входит рычаг 6, жестко скрепленный с мерным стаканом 1; крышки 2 призм 4 и 5, укрепленных на рычаге 5; подушки 3, соединяющей подвижную часть весов со стойкой; двух измерительных шкал - верхней и нижней, замеры по верхней шкале осуществляются путем установки весов на правую призму и перемещения подвижного груза 7, замеры по нижней шкале - путем установки весов на левую призму и перемещения подвижного груза.

Порядок работы: - залить раствор в мерный стакан до верхней кромки и зак-рыть крышкой; - удалить излишки раствора, вытекшие через специальное отверстие; - установить подвижную часть на правую призму стойки; - передвигая вправо или влево подвижный груз, установить рычаг в положение равновесия и прочесть показания плотности раствора по верхней шкале; - если плотность раствора окажется большей, чем предел измерения по верхней шкале, то подвижную часть весов необходимо переставить на левую призму и провести измерение по нижней шкале; - после замера снять крышку, вылить раствор из стакана, промыть мерный стакан и крышку водой, протереть их насухо.

Измерение плотности бурового раствора с помощью ареометров .

Рисунок 1. Ареометр

Ареометр типа АГ-ЗПП состоит из мерного стакана 2, поплавка 3 со стержнем 4 и съемного грузика 1.

Прибор поставляется в комплекте с ведерком для воды 5, в которое он погружается, крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.

Порядок выполнения работы.

В мерный стакан ареометра налить воду из ведра, в котором производится замер. При стабильном положении прибора прочесть и записать показания.

Отсоединить стакан от донышка и вылить воду в ведро. Залить в мерный стакан ареометра подготовленную пробу бурового раствора. Тщательно смыть водой изли-шки раствора с поверхности ареометра.

Погрузить ареометр в ведро с водой прочесть значение плотности бурового ра-створа по шкале 6.

При надетом калиброванном грузе отсчет брать по левой шкале с оцифровкой от 800 до 1700 кг/м 3 . Если ареометр при надетом калиброванном грузе погрузится так, что шкала окажется под уровнем воды в ведре, то следует снять груз и отсчет брать по правой части основной шкалы с оцифровкой от 1700 до 2600 кг/м 3 .
Задание.

I. Изучить теоретический материал

III. Ответить на вопросы.

1. Что называется плотностью раствора?

2. Какие параметры зависят от плотности раствора?

3. Каковы нормы погрешности, диапазона измерения при измерении плотности раствора?

К основным параметрам бурового раствора относятся плотность, предельные статическое и динамическое напряжения сдвига, эффективная и пластическая вязкость, условная вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение в глинистой корке, газосодержание, содержание песка, показатель стабильности, показатель смазочной способности, напряжение пробоя гидрофобных эмульсий, концентрация водородных ионов (pH), содержание твердой фазы и нефти, коллоидных частиц, степень минерализации фильтра, содержание ионов кальция, магния, карбонатов, гидрокарбонатов, хлорсульфатов, щелочных металлов, хрома, калия, извести.

Для определения указанных параметров используются соответствующие методики и средства измерений.

К наиболее важным параметрам, характеризующим буровой раствор, относится плотность. От нее зависят давление на пласты, образующие стенки скважины, перенос энергии от насоса к забойному двигателю - турбобуру, размыв породы на забое и т. д. Поэтому к измерению плотности бурового раствора в технологическом процессе бурения предъявляются жесткие требования. Согласно нормам, погрешность в измерении плотности не должна превышать 0,02 г/см 3 . Диапазон ее измерения составляет 0,8 - 2,64 г/см 3 .
Рис. 59. Рычажные весы — плотномер
Для измерения плотности буровых растворов используются гравитационные плотномеры, в которых взвешивается определенный объем жидкости; гидростатические плотномеры, измеряющие давление столба жидкости постоянной высоты (к ним относятся и пьезометрические), поплавковые плотномеры, основанные на определении выталкивающей силы, равной весу вытесненной жидкости.

В гравитационных плотномерах чувствительный элемент представляет собой камеру постоянного объема. Приращение массы чувствительного элемента пропорционально изменению плотности. При заполнении камеры жидкостью, плотность которой соответствует нижнему пределу шкалы, чувствительный элемент располагается горизонтально. С ростом плотности увеличивается общая масса подвижной системы, чувствительный элемент опускается, выходной сигнал повышается до тех пор, пока приращение массы не будет уравновешено усилием механизма обратной связи. Таким образом, достигается силовая компенсация. Применение ее позволяет добиваться высокой точности измерения плотности.

Для измерения плотности бурового раствора используют: рычажные весы-плотномер; пикнометр; автоматический весовой плотномер АВП-1; пьезометрический плотномер ПП-1, индикатор плотности.
Рычажные весы-плотномер ВРП-1

Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов.

Пикнометрический метод определения плотности жидкости основан на взвешивании жидкости, занимающей в пикнометре известный объем, найденный весовым способом. Основные преимущества данного метода сводятся к следующему:

- пригодность для работы как с летучими, так и с весьма вязкими жидкостями;

- использование небольшого количества жидкости (1- 100 см 3 );

- раздельное проведение операций термостатирования жидкости в пикнометре и последующего взвешивания.

Чем больше вместимость пикнометра, тем меньше погрешность взвешивания; однако одновременно увеличивается ошибка, связанная с неравномерностью температуры во всей массе жидкости. Наилучшие результаты получают с пикнометрами вместимостью 25-100 см 3 .

Сначала определяют массу чистого сухого пикнометра с погрешностью до 0.01 г. По окончании перемешивания пикнометр заполняют цементным раствором и закрывают пробкой, при этом цементный раствор должен заполнить канал в пробке пикнометра. Избыток раствора, выступивший из отверстия в пробке, удаляют влажной тканью.
Автоматический плотномер АВП-1
Для непрерывного автоматического измерения плотности бурового раствора в процессе бурения нефтяных и газовых скважин используется плотномер АВП-1. Он разработан СПКБ

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

Приготовление бурового раствора путем смешивания дисперсной фазы с дисперсионной средой в подавляющем большинстве случаев не обеспечивает требуемых свойств. Параметры такой дисперсной системы должны быть доведены до необходимых значений, что достигается применением средств регулирования свойств буровых растворов и в первую очередь добавок активно действующих веществ.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

при приготовлении – для получения раствора с заданными свойствами;
в процессе бурения – дляподдержания требуемых функций;
в процессе бурения – для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

химической обработкой (путем введения специальных веществ – реагентов);
физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);
физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины. Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

- пригодность для работы как с летучими, так и с весьма вязкими жидкостями;

- использование небольшого количества жидкости (1- 100 см 3 );

- раздельное проведение операций термостатирования жидкости в пикнометре и последующего взвешивания.

Рычажные весы-плотномер ВРП-1.

Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов.

Измерение плотности бурового раствора с помощью ареометров .

Рисунок 1. Ареометр

Ареометр типа АГ-ЗПП состоит из мерного стакана 2, поплавка 3 со стержнем 4 и съемного грузика 1.

Порядок выполнения работы.

Погрузить ареометр в ведро с водой прочесть значение плотности бурового ра-створа по шкале 6.

I. Изучить теоретический материал

III. Ответить на вопросы.

1. Что называется плотностью раствора?

2. Какие параметры зависят от плотности раствора?

3. Каковы нормы погрешности, диапазона измерения при измерении плотности раствора?

Для определения указанных параметров используются соответствующие методики и средства измерений.

Предназначены для измерения плотности буровых и тампонажных растворов.

- пригодность для работы как с летучими, так и с весьма вязкими жидкостями;

- использование небольшого количества жидкости (1- 100 см 3 );

- раздельное проведение операций термостатирования жидкости в пикнометре и последующего взвешивания.

Чем больше вместимость пикнометра, тем меньше погрешность взвешивания; однако одновременно увеличивается ошибка, связанная с неравномерностью температуры во всей массе жидкости. Наилучшие результаты получают с пикнометрами вместимостью 25-100 см 3 .

Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

1) при приготовлении - для получения раствора с заданными свойствами;

2) в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;

3) в процессе бурения - для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.

Свойства бурового раствора регулируют:

химической обработкой (путем введения специальных веществ - реагентов);

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

Читайте также: