Факторы, обусловливающие фильтрационные свойства.

1) Коркообразование

а) Гидродинамические факторы:

- Размеры частиц – ;

- Удельная поверхность – S_уд;

- Сферичность;

- Пористость.

б) Физико-химические процессы:

- Степень коагуляции раствора;

- Степень пептизации;

- Содержание коллоидных частиц.

Модель фильтрации принята в следующемвиде

[см³] (20)

 

где: - объём фильтрата;

S – площадь поверхности фильтрации;

DР – перепад давления;

Т – время;

m_п – вязкость дисперсионной среды;

r – параметр, учитывающий сопротивление среды при фильтрации жидкой фазы.

Для раствора хорошего качества зависимость объема фильтрата от времени имеет следующий вид:

 

Объём стабилизировавшегося

фильтрата (хорошее качество раствора)

b₂

 

b₁

 

 

Т = 30 мин Т

 

образование корки

Рис. 35. Зависимость объема фильтрата от времени.

Этот график показывает, что достаточное количество коллоидных частиц глины в растворе способствует снижению объема фильтрата поо истечении 30 мин.

b₁ >> b₂ → 0

 

Если в растворе недостаточное количество частиц твёрдой фазы коллоидных размеров, то график примет вид:

 

V_ф раствор низкого качества

b₂ корочка с высокой

проницаемостью b₁» b₂

 

b₁

 

Т

Рис. 36. График зависимости объема фильтрата от времени при недостаточном количестве частиц коллоидной фракции.

2) Вязкость дисперсионной среды: оказывает влияние на объём фильтрата,

 

а – коэффициент, учитывающий параметры принятой модели.

Чем меньше значение вязкости, тем в меньшей степени сказываются гидродинамические факторы, характеризующие коркообразование.

 

3) Температура

Влияние температуры сказывается через изменение вязкости дисперсионной среды; так для воды:

Па∙с – вязкость при температуре 20˚С;

Па∙с – вязкость при температуре 90˚С.

Отношение объемов фильтрата дает следующее решение:

 

Поэтому:

Таким образом на поверхности см³, но в скважине при температуре 90˚С см³

Это необходимо учитывать пи выборе метода обработки бурового раствора

4) Давление - DР.

В соответствии с принятой мделью:

α₁ – коэффициент, учитывающий все параметры модели.

Исследование статической фильтрации на приборе ВМ-6 позволяет измерить объем фильтрата за 30 мин.

DР = 0,1 МПа

 

 

раствор

 

 

фильтровальная бумага

фильтровальная сетка

 

 

V_ф (объём фильтрата)

 

Рис. 37. Схема к методу измерения объемафильтрата.

 

5) Время – Т. По той же модели (20):

 

 

 

 

Ф₃₀

 

Т = 30 мин Т

Рис. 38. Изменение показателя фильтрации Ф₃₀ во времени (Т).

 

Методы ускоренного определения показателя фильтрации:

а) двойным логарифмическим масштабом (с использованием палетки).

 

lg Ф₃₀

 

Ф₃₀

 

 

 

lg5 lg 10 lg30 lg Т

Рис. 39. К определению показателя фильтрации.

б) расчетный метод:

Если , то

 

 

lg Ф₃₀

 

 

lg а

 

lg Т

Рис. 40. К ускоренному методу определения показателя фильтрации.

Исходно:

Т.е. необходимо определить показатель фильтрации Ф_х за время Т_х, который будет равен половине объема фильтрата бурового раствора за 30 мин, или Ф_х=0,5Ф₃₀­.

Тогда:

при Ф_х=0,5Ф₃₀, Т_х=7,5 мин.

Это означает, что за время

Т_х=7,5 мин, получаем объем фильтрата Ф_7,5=0,5Ф_30, тогда

Ф₃₀=2Ф_7,5 (27)

4. Реологические свойства

Реологические свойства – свойства, которые характеризуют движущийся, перемещающийся поток жидкости.

1) Вязкость – характеризует параметры движущегося (перекачиваемого) объёма жидкости, это свойство, которое проявляется при течении, характеризует меру внутреннего трения при относительном перемещении частиц дисперсной фазы в составе дисперсионной среды.

 

V

 

 

 

жидкость

n

 

 

Рис. 41. К реологической модели жидкостей.

 

Модель Ньютона

(28)

где: τ – касательное напряжение сдвига;

m - абсолютная (динамическая) вязкость;

– градиент скорости сдвига.

 

Ньютоновская бингамовская

жидкость жидкость

 

 

системы

Шведова (вязко-пластичные системы)

 

 

 

Q τ

τ₀

 

Рис. 42. Характерные графики реологических моделей.

Структурированные жидкости – обладают прочностью структуры, имеют в своем составе с твёрдую фазу.

Модель Бингама: (29)

где: Q - статическое напряжение сдвига;

μ_п – коэффициент структурной, или пластическая вязкость.

Большинство жидкостей, используемых в бурении, обладают аномалией вязкости.

Аномалия вязкости - это зависимость величины пластической вязкости от значения градиента скорости сдвига.

 

Вязко-пластичные системы.

Уравнение Шведова-Бингама: (30)

где: τ₀ – динамическое напряжение сдвига;

μ_п – коэффициент структурной, или пластическая вязкость;

Взяв уравнение Бингама:

, разделим обе части на , получим

 

m_э – эффективная (кажущаяся) вязкость

 

Тогда: (31)

 

 

 

b2

b1

τ

2

 

Рис. 43. К нахождению величины эффективной вязкости.

Для аномально-вязких систем величина эффективной вязкости зависит от скорости сдвига.

 

 

μ _э

 

 

 

 

 

 

Рис. 44. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига.

Реологические свойства характеризуются следующими параметрами:

1) m_п [Па∙с]

2) τ₀ [Па]

3) μ­_Э [мПа∙с]

С помощью прибора ВСН-3М (вискозиметра сдвиговых напряжений) путем первичных измерений получают реограмму в виде:

(р)

р₂

 

 

1 α

р₁

 

 

j₁ j₂ τ (j)

Рис.45. Реограмма.

Из реограммы:

, Па∙с (32)

где: – величина угла закручивания при частоте вращения р₁=300 об/мин.

– величина угла закручивания при частоте вращения р₂=600 об/мин.

К₁ – константа прибора.

Величина динамического напряжения сдвига получается путем продлевания прямолинейного участка реограммы допересечения с осью τ(φ):

Из графика:

С учетом констант прибора К₂ и К₃ это условие записываем в виде:

, Па (32)

Эффективную вязкость находим из соотношения:

(33)

Где:

m – величина значения вязкости, приходящаяся на 1⁰ угла закручивания пружины прибора,

ω – угловая скорость вращения гильзы прибора ВСН-3М.

Р = 600 об/мин – частота вращения гильзы прибора.

Тогда:

 

где: ½ - коэффициент, учитывающий параметры прибора;

- угол закручивания при 600 об/мин.

5. Содержание катионов водорода (pH среды)

Характеризует процессы, происходящие в дисперсной системе, и интенсивность взаимодействия бурового раствора с горной породой при бурении.

 

При t = 22⁰C в одном литре воды идёт диссоциация, при которой 1/10⁷ молекул H₂O «распадаются» на 1×10^-7 Н⁺ и 1×10^-7 ОН^-

Ионное произведение воды:

ИП = 1×10^-14

 

Шкала pH растворов

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Кислая среда   с

Щелочная среда

Нейтральная среда

 

 

pH = -lg [H⁺]

При:

pH = 8 ÷ 10 – наилучшие тиксотропные свойства бурового раствора;

pH = 3 ÷ 4 – минимальная стабильность бурового раствора;

pH = 10,5 ÷ 11,5 – максимальная стабильность бурового раствора;

pH = 8 ÷ 10 – минимальная вязкость раствора;

pH = 8,5 ÷ 9 – оптимальные условия для бурового раствора.

 

Для стальных труб должно быть рН ³ 7;

Для легкосплавных (алюминиевых) труб должно быть рН < 10 (ближе к кислой среде).

 

6. Содержание в промывочной жидкости газа или воздуха

 

 

на поверхности Р₀

 

на глубине Р_г.ст. высокое, пузырьки пузырьки газа или воздуха по

мелкие до растворенного состояния. размеру больше, чем на глубине.

Газ или воздух попадают в буровой раствор из пластов природного газа и через неплотности соединений в линию нагнетания.

Пузырьки приводят к уменьшению плотности раствора и увеличению вязкости.

Снижение плотности раствора способствует выбросу, т.к. нарушается условие:

r_р = К_а × К_б × r_в; К_а = (35)

Если взять каплю раствора на стекле, то будут видны светлые пятна.

 

светлые пятна

 

 

стекло

Следовательно, нужно провести дегазацию раствора.

 

 

7. Физико-химические свойства раствора

Физико-химические свойства – это те свойства бурового раствора, которые обусловливают его взаимодействия с продуктивными коллекторами, сложенными определенными горными породами, и пластовой жидкостью.

В пластовой воде содержится Са⁺⁺. Не должен образовывать с буровым раствором соединений, в виде нерастворимого осадока.

Ингибирование глинистых горных пород останавливает (сдерживает) намокание глин за счет присутствия в растворе катионов Mg⁺²; Al⁺³; Fe⁺³.

При рН > 7 – происходит гидратация глин в стенках скважины.

Задача сводится к уменьшению рН среды. Среда должна быть слабощелочная или кислая. Это необходимо для удержания пластовых глин в стабильном состоянии.

Достигается за счёт регуляторов щёлочности: NaOH; Ca(OH)₂; Na₂CO₃; NaCl ¯ и др.

Адсорбционное понижение твёрдости горных пород достигается за счет введения в состав раствора ПАВ-понизителей твердости.

В состав раствора вводятся поверхностно-активные вещества: сульфонол, сульфонат и др.

Молекулы поверхностно-активного вещества, находящиеся в растворе. Они адсорбируются на поверхности горных пород и раскрытых микро-трещинах

 

 

Т

 

Q

Q – давление адсорбционного слоя;

Т – расклинивающее давление.

8. Смазочные (антифрикционные) свойства.

Это свойства, обеспечивают снижение коэффициента трения при контакте бурового инструмента (бурильных труб, долот, коронок и др.) с горной породой.

Улучшение смазочных (антифрикционных) свойств способствует уменьшению интенсивности износа инструмента и, как следствие, увеличению срока его службы.

Самое древнее смазывающее вещество – нефть.

Эмульсионно-глинистый раствор: вода + глина + нефть (дизельное топливо) + поверхностно-активное вещество (эмульгатор).

9. Абразивные свойства.

Способность горной породы и бурового инструмента взаимно изнашивать друг друга и есть абразивные свойства, которые зависят от содержания твердых частиц в буровом растворе.

Содержание песка П, должно быть не более 1,0 ¸ 1,5%. Этот параметр определяет абразивные свойства бурового раствора.

10. Коррозионные свойства.

Эти свойства определяются показателем рН среды. Величина рН бурового раствора должна быть 8,5 ¸ 9, что достигается введением регуляторов щёлочности – реагентов электролитов.