Реология бурового раствора что это
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Реологические свойства бурового раствора
Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь.
При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими.
Они характеризуются определенными величинами, не зависящими от условий их измерения и конструкции измерительных приборов. Такие величины называют реологическими константами.
Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:
Изучение реологических свойств дисперсных систем основано на выявлении закономерностей связи между силами (напряжениями), вызывающими течение жидкости, и получаемыми при этом скоростями течения (деформациями).
Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется выбором реологической модели.
С помощью величин реологических характеристик можно определять коллоидно-химические свойства дисперсных систем, что очень важно для оценки качества промывочных жидкостей и выбора методов регулирования их свойств.
Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.
Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.
Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра.
Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 100). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.
За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.
Буровые растворы: исследование простых солей на реологические, фильтрационные и ингибирующие свойства жидкостей
Буровая технологическая жидкость является важным элементом для качественной и безаварийной проводки скважины. Часто появляется необходимость в улучшении и модернизации параметров этой жидкости, ввиду постоянно изменяющихся условий внутри скважины. Для вскрытия солевых отложений применяются растворы, насыщенные по слагаемой соли, при этом стоит отметить, что химико-физические свойства раствора могут измениться, тем самых привести к осложнениям, связанным со стабильностью ствола скважины. В статье рассматриваются вопросы влияния электролитов на свойства буровых растворов. Было выявлено, что реологические параметры могут сильно изменяться в среде электролита в зависимости от концентрации соли, фильтрационные свойства чаще всего ухудшаются, а набухание глин замедляется ввиду обменной адсорбции катионов электролита и глиносодержащей породы.
Набухание глин чаще всего происходит перпендикулярно направлению их слоистости в пласте, а глинистые породы слоистой текстуры обладают ярко выраженной анизотропией набухания [14]. Любое проявление анизотропии как признака упорядоченности дисперсной структуры независимо от состава и свойств горной породы может отразиться на устойчивости стенок ствола скважины, что в дальнейшем может привести к различного рода осложнениям и авариям. Было выявлено, что ввод полимерных добавок не способствует качественному сокращению набухания глин, а также не способствует увеличению силы притяжения между глинистыми частицами [3]. В этой связи в буровом растворе (полимерном, безглинистом) должны присутствовать ингибиторы набухания глин, в частности применение простых солей с катионами калия и/или кальция способствует размоканию и набуханию глинистых пород. При взаимодействии бурового раствора (содержащего катионы ) с глинистыми частицами происходит обменная адсорбция катионов и превращение натриевой глины в кальциевую или калиевую (иллит) глину, что влечет за собой прочное скрепление структурных слоев глины (пакетов) между собой, которые, соединяясь друг с другом, образуют основу кристаллической решетки глинистых материалов. В итоге происходят следующие важные процессы: ингибирование набухания, гидратации, разупрочнения и диспергирования глинистых пород [9].
В результате добавления простых солей в состав бурового раствора, свойства (бурового раствора) могут ухудшаться, в зависимости от концентрации и химического состава соли. Эта проблема весьма актуальна, так как при несоблюдении регламента рецептуры [15], а именно параметров бурового раствора, могут произойти непоправимые последствия: снижение механической скорости бурения, прихват инструмента и бурильных труб, поглощение технологической жидкости и разрушение стенок скважины.
В данной работе будут рассмотрены вопросы, связанные с влиянием солей в составе бурового раствора на реологические и фильтрационные свойства раствора. Помимо этого, будет рассмотрен вопрос набухания глин в среде электролитов.
Материалы и методика исследования свойств полимер-солевых буровых растворов
В качестве основы для исследования был взят полимерный раствор на основе ксантановой камеди марки XANTHAN GUM, концентрация полимера составляет 1,5 %. Ксантан – высокомолекулярный биополимер, синтезируемый бактериями рода Xanthomonas. Проявляет сильные загущающие свойства, при малых концентрациях обладает сильно выраженными псевдопластичными свойствами. Он является анионным полимером, при этом содержит большое количество неионогенных полярных групп [5]. Из этого следует, что его растворимость не зависит от степени диссоциации групп: способен работать в широком диапазоне pH, растворимость и работоспособность сохраняется в растворах различной минерализации. Недостатком является ферментативная неустойчивость, требуется поддержание высоких значений pH и обработка бактерицидом. Ксантан может выполнять функцию загустителя и структурообразователя в полимерных растворах и является эффективным при обработке минерализованных буровых растворов [1].
В качестве простых солей были рассмотрены три типа: CaCl2, NaCl, KCl. Их концентрация составляла от 0,5 до 20 % от объема в составе раствора [8]. В зависимости от концентрации соли в буровом растворе будут рассмотрены следующие показатели: пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), показатель фильтрации и % набухания глинистого образца.
Реологические параметры измерялись на ротационном вискозиметре Fann-35. ДНС косвенно показывает прочностное сопротивление технологической жидкости течению. Пластическая вязкость (PV) показывает долю эффективной вязкости, возникающей вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.
Фильтрационные свойства бурового раствора были измерены с помощью стандартного фильтр-пресса [4]. В него помещается образец бурового раствора, насыщенного по определённой соли и в течение 30 минут, полученный фильтрат показывает количество свободной жидкости в растворе, при этом замеры производят при разных концентрациях.
Для измерения набухания глин использовался прибор ПНГ-1. В качестве образца глины было использовано тесто из бентонитового глинопорошка с содержанием влаги 15 % [6]. Глинистую массу помещали в кольцевое пространство прибора и заполняли буровым раствором, насыщенным солью. Время, за которое глина набухала, составляло 24 часа, после снимали показатели с индикатора.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Реологические свойства буровых растворов оказывают значительное влияние на вынос выбуренной породы на дневную поверхность, создание гидродинамических давлений в скважине. Гидродинамические давления в свою очередь определяют возможность создания ими технологических осложнений в виде поглощения раствора, гидроразрыва горных пород. Поэтому возникает задача управления поведением реологических параметров бурового раствора в процессе строительства подводного перехода. [1]
Реологические свойства буровых растворов характеризуют их текучесть при различных механических напряжениях. Эти свойства определяют непосредственным измерением параметров бурового раствора или путем расчетной обработки данных измерения. Выполняют измерения с помощью ротационных вискозиметров ( или реометров) при различных скоростях сдвига ( градиентах скорости) испытуемой системы. [4]
Реологические свойства бурового раствора играют решающую роль в успешном осуществлении буровых работ. От этих свойств зависит главным образом удаление бурового шлама, но они влияют на процесс бурения и по-другому. [5]
Реологические свойства буровых растворов в забойных условиях и при давлениях и температурах окружающей среды на поверхности могут сильно отличаться. На больших глубинах давление столба бурового раствора может достигать 140 МПа. Температура зависит от геотермического градиента, на забое скважины при спуско-подъемных операциях она может превышать 260 С. Даже весьма умеренные температуры могут оказывать значительное и в основном трудно прогнозируемое влияние на реологические свойства систем. [7]
Наиболее важными реологическими свойствами бурового раствора являются пластическая вязкость, ПНС и прочность геля. [8]
Реология бурового раствора что это
Ростовская область г.Аксай
Новочеркасское шоссе,2
+7 (863) 2919-220
+7 (86350) 5-02-20
Новости и статьи
Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами
Гидродинамическое давление, в свою очередь, определяет возможность возникновения осложнений в процессе строительства скважин: проявление или поглощение бурового раствора, гидроразрыв горных пород, а также загрязнение нефтегазосодержащего пласта. Поэтому возникает задача управления реологическими характеристиками буровых растворов в скважине. Эта задача решается путем химической обработки буровых растворов различными полимерами.
Растворы различают как: ньютоновскую, Бингамовскую вязкопластичную, псевдопластичную и дилатантную жидкости. Реологические свойства, проявляемые жидкостями определяются химическим составом и строением веществ, используемых для получения буровых растворов (в том числе, входящих в них буровых марок КМЦ), содержанием твердой фазы, а также градиентом скорости движения (Y) в скважине, трубах и т.д.
Наиболее общей моделью, описывающей поведение глинистых растворов на водной основе, является модель псевдопластической жидкости. Это обусловлено тем, что реологическая кривая буровых растворов линейна при Y = 200-1000 с-1, а с уменьшением Y искривляется. Поэтому для анализа и решения технических проблем, возникающих в процессе циркуляции буровых растворов в стволе скважины, буровые растворы (включающие буровые марки КМЦ) целесообразно рассматривать как псевдопластические жидкости. Поведение псевдопластических жидкостей описывается уравнением Оствальда:
Реология бурового раствора что это
Буровые растворы запись закреплена
Реологические свойства растворов при низких скоростях сдвига и внсс
Развитие технологий направленного бурения, бурения с большим отходом забоя от вертикали и горизонтального бурения, а также использование биополимеров в составе буровых растворов существенно изменили представление о реологических параметрах растворов, необходимых для качественной очистки искривленного ствола скважины. В ходе проведения многочисленных лабораторных исследований и промысловых опытов было обнаружено, что показания вискозиметра Фанна при 3 и 6 об/мин имеют лучшую корреляцию с оценками качества очистки ствола скважины, чем значения динамического напряжения сдвига растворов. Кроме того, по результатам этих измерений можно оценивать способность растворов удерживать барит в динамических и статических условиях. Об этом подробнее рассказывается в главах, посвященных осаждению барита и очистке скважины от шлама. В дополнение к вышесказанному было обнаружено, что ВНСС, создаваемая сетью полимеров в системах с ксантановой смолой, способствуют значительному повышению качества очистки горизонтальных и наклонных участков ствола скважин и удержанию твердой фазы во взвешенном состоянии. ВНСС измеряется с помощью вискозиметра Брукфильда при скорости сдвига 0,3 об/мин (эквивалент 0,037 об/мин на ротационном вискозиметре).
Рис. 2 демонстрирует тот факт,что растворы, имеющие практически одинаковые вязкости при 3 и 6 об/мин ротора вискозиметра Фанна, могут очень сильно различаться по значениям ВНСС. Эти реологические значения при низком сдвиге заполняют пробел между традиционными динамическими измерениями пластической вязкости и ДНС и статическими измерениями СНС.
Тиксотропия и статическое напряжение сдвига
Тиксотропия — это свойство некоторых жидкостей образовывать внутреннюю трехмерную структуру в статических условиях,которая разрушается при сдвиге. Большинство буровых растворов на водной основе проявляют тиксотропные свойства благодаря присутствию электрически заряженных твердых частиц или полимеров, способных образовывать внутреннюю структуру. Значения статического напряжения сдвига, измеренные после 10 секунд и 10 минут выдержки раствора в покое,а в критических ситуациях после 30 мин, с помощью вискозиметра Фанна отражают степень тиксотропности раствора. Величина статического напряжения сдвига зависит от содержания и типа твёрдой фазы бурового раствора, времени выдержки раствора в покое, его температуры и химической обработки. Иными словами,все, что способствует или препятствует сближению и флокуляции частиц, будет усиливать или ослаблять тенденцию к структурообразованию.Скорость образования и прочность внутренней структуры бурового раствора важны для удержания в растворе выбуренной породы и материала-утяжелителя. Требования к значениям статического напряжения сдвига исходят именно из удовлетворения данной способности бурового раствора. При этом избыточная прочность структуры раствора (т. е. выше необходимой для обеспечения удержания шлама и материала утяжелителя) недопустима. Избыточно высокое статическое напряжение сдвига бурового раствора является причиной следующих осложнений:
Удержания воздуха или пластового газа в растворе.
Избыточного давления на насосах и в скважине при восстановлении циркуляция раствора после спускоподъёмной операции.
Снижения эффективности работы оборудования системы очистки раствора.
Сильного поршневого эффекта(депрессии) в кольцевом пространстве скважины при подъеме бурильной колонны.
Высокой репрессии на стенки скважины при спуске бурильной колонны.
Невозможности спуска геофизического оборудования до забоя.
Прогрессирующее или мгновенное структурообразование может указывать на наличие проблем в системе раствора. Большая разница между начальными показаниями СНС и показаниями через 10 или 30 мин называется прогрессирующим структурообразованием и свидетельствует оскоплении твердой фазы. Если начальное значение СНС и значение через 10 мин являются высокими и разница между ними невелика, то это говорит о мгновенном структурообразовании и может указывать на то, что произошла флокуляция. В системах с ксантановой смолой в основном значения СНС высокие и плоские, но причина заключается в образовании полимерной сети. Помимо этого, структурообразование биополимерные системы на основе ксантановой смолы также является хрупким, и структура легко разрушается. Хрупкое структурообразование характерно для полимерных буровых растворов. На Рис.3 представлены различныетипыструктурообразования в буровых растворах.
Статическое и динамическое напряжение являются мерой сил притяжения в растворе. Начальное статическое напряжение сдвига характеризует статические силы притяжения, а динамическое напряжение сдвига— динамические. Следовательно,при избыточном начальном СНС применяется та же обработка, что и при избыточном ДНС. Жидкости с тиксотропной структурой обладают своеобразной «памятью», что следует учесть при исследовании реологических свойств буровых растворов. Если жидкость пробыла в состоянии покоя в течение определенного времени перед измерением напряжения сдвига при определенной скорости сдвига, потребуется определенное время при заданной скорости сдвига прежде, чем можно будет измерить уравновешенное напряжение сдвига. Все связи между частицами, которые могут быть разрушены при данной скорости сдвига, должны быть разрушены,иначе измеренное напряжение сдвига окажется выше, чем истинное уравновешенное напряжение сдвига. Необходимое время зависит от внутренней структуры образца. После измерения при 600 об/мин и снижения скорости сдвига до 300 об/мин жидкость «помнит»свое состояние при 600 об/мин.Требуется некоторое время для того, чтобы восстановились некоторые связи между частицами,которые могут существовать при пониженной скорости сдвига,прежде чем можно будет измерить истинное уравновешенное напряжение сдвига. Такое напряжение сдвига сначала будет слишком низким, но постепенно увеличится и достигнет равновесия. Первое измеренное значение напряжения сдвига при любой скорости сдвига является функцией непосредственной истории сдвига данного образца. Если начальное СНС раствора измеряется непосредственно после его сдвига при 600 об/мин, показанное значение будет ниже, чем истинное напряжение сдвига раствора. Так как образование или разрушение гелевой структуры зависит от времени, существует множество путей перехода от одной скорости сдвига к другой. Это показано на Рис.4.
Сплошная кривая соответствует равновесным условиям замеров — в каждой ее точке достигнуто устойчивое значение показаний вискозиметра. Если в точке A начать быстро снижать скорость сдвига, то реологическая кривая течения во всех точках(кроме A) окажется ниже, чем равновесная кривая.Если теперь вискозиметр остановить и подождать некоторое время, пока в растворе образуется достаточно прочная структура,то включив вискозиметр при минимальной скорости, получим точку B, лежащую выше равновесной кривой. Быстро увеличивая скорость сдвига, получим новую реологическую кривую, все точки которой находятся выше равновесных значений. Достигнув точки C можно дождаться снижения показаний до равновесного значения в точке A.Кривой ВС можно следовать,если раствор плохо обработан. Это приведет к значительному увеличению давления циркуляции. Для достижения точки равновесия А может потребоваться длительное время. Правильно обработанные растворы следуют по более короткому пути для достижения равновесия, что приводит к более низкому давлению закачки.
Влияние температуры и давления на вязкость раствора
Увеличение температуры и давления влияет на вязкость жидкой фазы буровых растворов. Этот эффект сильнее сказывается на инвертно-эмульсионных растворах, чем на растворах на водной основе. Минеральные и синтетические масла разжижаются при повышении температуры более интенсивно, но при этом различные системы растворов на углеводородной и синтетической основе поразному реагируют на изменение температуры.Растворы на водной основе являются почти идеальными с гидродинамической точки зрения жидкостями, т.к. они практически несжимаемы. Растворы на углеводородной или синтетической основе, напротив, в той или иной степени подвержены сжатию под давлением. Их способность сжиматься варьируется в зависимости от основы раствора, соотношения углеводородная основа/вода или синтетическая основа/вода, а также от используемых добавок.В особенно сложных условиях бурения необходимо учитывать влияние температуры и давления на параметры бурового раствора.Это влияние на вязкость раствора можно определить с помощью ротационного вискозиметра высокого давления и температуры, такого как FannModel 50 (для растворов на водной основе), FannModel 70/75 или HuxleyBertram(для растворов на углеводородной или синтетической основе).Методика API для определения влияния температуры и давления
Температурная константа (β) для каждого раствора должна определятся для каждой скорости сдвига.
Константа давления (α) должна определятся для каждого бурового раствора.