Перед тем как приступить к вычислениям плотности буровых растворов, необходимо сначала дать определение этому понятию. Плотность бурового раствора [drilling mud weight] подразумевает под собой соотношение веса к объему [mass of a unit volume]. Стандартная единица измерения [standard unit of measurement] выражается в граммах на кубический сантиметр [grams per cubic centimeter] или килограммах на кубический метр [kilograms per cubic meter] (г/см³ [g/cm³], кг/м³ [kg/m³]).

Схема приготовления бурового раствора.

Для измерения данного параметра служат пикнометры [pycnometers] и весы рычажных плотномеров [mud balance]. А в более серьезном бурении [drilling] применяют специальные ареометры [hydrometer] АГ-ЗПП.

Этот аппарат имеет такие составляющие: мерный стакан [graduated cylinder], поплавок [float] со стрежнем [stem], съемный груз [ballast]. Измерения производят посредством прикрепленного штифтами [pins] стакана к поплавку. Стержень имеет две измерительных шкалы [scales]: первая – основная [main scale], вторая – поправочная [correction scale]. Вспомогательная шкала [auxiliary scale] используется в том случае, когда работы ведутся с минерализованной водой [salt water].

Основной прибор имеет два деления [scale divisions]: первое для плотности бурового раствора в диапазоне [range] 900-1700 кг/м³, а второе – 1600-2400 кг/м³. Причем в первом случае груз находится на мерном стакане, а во втором он снят.

Способ контролировать структуру и свойства бурового раствора

Во время бурения возникает необходимость определения плотности буровых растворов. Для этого уже давно разработан ряд способов и формул.

Перечень методологий можно найти в РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов» [Parameter Control Method for Drilling Muds] (отечественная регламентация [regulation]), также можно ориентироваться на разработки американского нефтяного института (API) [American Petroleum Institute]. Но все же во время процесса бурения больше придерживаются и ориентируются на зарубежные стандарты [foreign standards].

Существует два вида исследования составов и свойств [composition and properties] бурового раствора: физический и химический [physical and chemical]. Буровой раствор с физическими показателями [physical properties] – именно плотность относится к этой категории. Для осуществления такой задачи можно применять любую технику, которая имеет измерительную точность [accuracy of measurement] вплоть до 0,01 г/см³. Это могут быть и рычажные весы [mud balance].

Согласно стандартам API, плотность самого бурового раствора измеряют в фунтах на галлон [pounds per gallon (lbm/gal, ppg)]. Популярность применения весов обусловлена тем, что они дают достаточно точные данные и на них никак не сказывается температура окружающей среды [ambient temperature]. Их погрешность [error] составляет всего 0,9-2,4. г/см³.

Измерительные работы [measurement] бурового раствора выглядят следующим образом:

1. Чашка [cup] закрывается плотно крышкой [lid], после чего аккуратно заворачивается [to seat firmly]. В крышке есть специальное отверстие [hole], из которого может выйти излишек раствора.
2. Далее весы ставят на призму [fulcrum], методом сдвигания бегунка [rider] по коромыслу с разметкой [graduated arm] достигают равновесия между чашкой и водоноском [arm].
3. Полученный результат необходимо записать. Причем округлять [round off] значения нельзя, параметры следует записывать в точности до последнего грамма. Система измерений [measurement system] будет в виде г/см³.

 

 

Калибровка весов [balance calibration]: особенности

Для того чтобы буровой раствор имел точный показатель, весы для него необходимо калибровать пресной водой [fresh water]. Стандартный показатель плотности воды [water density] – 1 г/см³ при температуре в 210°С. Чтобы достичь его, следует свинцовую дробь [lead shot], которая находится на конце коромысла, прибавить или отнять. Вместо этого можно воспользоваться регулировкой винта [screw adjustment], который расположен там же.

Плотность изготовляемого бурового раствора необходимо подбирать, ориентируясь на условия предотвращения потери стабильности горных пород [loss of rock stability], кристаллизующихся стенок скважины [crystallized minerals on borehole walls] и гидроразрывов [hydraulic fracturing]. Именно измерение такого параметра обусловливает контроль давления в скважине [well pressure].

Свойства бурового раствора

Есть пять основных моментов, по которым составляется характеристика раствора:

• по вязкости [viscosity];
• по плотности [weight];
• по водоотдаче [water loss];
• по химическим свойствам [chemical properties];
• по содержанию твердых фаз [solids].

Первый показатель влияет на очистку ствола скважины [wellbore cleaning] и поддержание барита [barite] и твердой фазы во время СПО [tripping]. Но при высокой вязкости могут возникнуть некоторые проблемы:

• снизится темп бурения [rate of penetration], соответственно, понадобится больше времени, чтобы окончить работу;
• давление насоса [pump pressure] будет повышенным, что приведет к сильным пульсациям в давлении [pressure pulsation] и поршневанию [sugring] во время СПО;
• оборудование, которое должно контролировать твердую фазу, может начать давать сбои [upsets], что способно привести к поломкам [failures], значит, есть риск потерять время и финансы на ремонт.

От качества вязкости будет зависеть вид потока [flow]: ламинарный [laminar] или турбулентный [turbulent]. Второй момент – плотность бурового раствора.

Схема оптимизации состава буровых растворов.

Контроль удельного веса [specific gravity] помогает наблюдать давление пластовых флюидов [formation pressure].

Если это значение будет повышенным, то могут возникнуть неприятности, а именно:

• снизится скорость проходки [rate of penetration];
• возрастет возможность дифференциального прихвата [differential sticking];
• может произойти разрыв пласта [formation fracturing], значит, потеряется циркуляция [circulation] во время обсаживания скважины [casing];
• увеличится цена бурового раствора.

Механизм возникновения дифференциального прихвата во время бурения

Если присутствует эквивалентная плотность [equivalent weight] шлама, то проблем с очисткой ствола скважины не возникнет.

Параметр водоотдачи в первую очередь важен для того, чтобы была возможность предотвратить образование корки на фильтрах [mudcake], что приводит к снижению дифференциального захвата. Для того чтобы он не нарушался, коллекторские свойства пластов [reservoir properties] желательно контролировать, чтобы показатель водоотдачи в продуктивных слоях [producing reservoir] оставался при низких значениях.

Дополнительные моменты

Очень важно помнить и о градиентах величин [gradients]. При бурении скважины обращают внимание на виды давления (поровое [pore pressure], пластовое [formation pressure], давление гидроразрывов [fracture pressure], геостатическое [geostatic pressure] и т.д.), температуру окружающей среды и внутри ствола скважины [downhole temperature], минерализацию [mineralization], электросопротивление [electric resistance] и пр. Чтобы все вышеперечисленные параметры удобно было сравнивать, ввели такое понятие, как градиент величины. Он обозначает величину за каждый метр проходки бура [drilling].

Современные бригады очень часто сталкиваются с такой проблемой, как путаница величин. Как упоминалось выше, отечественное измерение принято считать 1 г на 1 см³ (кг/м³), а за границей параметры обозначаются в фунтах на галлон. Поэтому при произведении вычислительных соотношений можно очень сильно запутаться.

В буровой деятельности есть такое понятие, как эквивалентная плотность. Оно учитывает дополнительные давления [additional pressure], которые обязательно возникают во время циркуляции бурового раствора или если есть устьевое давление [wellhead pressure]. Более конкретно оно обозначает, какое давление действует в определенной точке потока и каково его к глубине.

Итак, специфических формул для вычисления плотности бурового раствора не существует. Для облегчения и решения такой задачи есть специальные инструменты. Но при солидных работах об этом всегда заботятся заранее.

Оригинал статьи