Приборы для определения плотности.

Плотность промывочной жидкости это масса единицы объема, кг/м³.

При бурении скважин непременным условием предупреждения водопроявлений, обвалов стенок скважин и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатистического давления столба бурового раствора в зависимости от давления водоносных пластов и порового давления глинистых пород. В зонах аномально высоких платовых давлений, зонах неустойчивых горных пород, чтобы не допустить водопроявлений и обвалов, необходимо поддерживать плотность раствора, при которой давление на стенки скважины было бы несколько больше пластового давления флюида.

С другой стороны повышенное давление столба жилкости способно вызвать гидравлический разрыв пластов, что может повлечь потери промывочной жидкости и другие последствия; повышенная плотность бурового раствора резко понижает механическую скорость бурения:

где - механическая скорость бурения при промывке водой, - плотность раствора, n – показатель степени, равный 2-3.

Следовательно, при бурении скважин необходимо постоянно регулировать плотность бурового раствора.

Для повышения плотности раствора повышают концентрацию глины или вводят специальные утяжелители.

Буровые растворы, приготовленные на основе бентонитовых глин, имеют невысокую плотность 1050-1080 кг/м³. Каолинитовые и иллитовые глины в зависимости от их качества позволяют получать растворы плотностью 1180-1300кг/м³, а за счет повышения концентрации обработки химреагентами – разжигателями – 1400-1450 кг/м³. Однако опыт показывает, что выгоднее использовать «нейтральные» утяжелители с высокой плотностью, так как они позволяют уменьшить концентрацию твердой фазы в растворе, а значит, повысить механическую скорость бурения и уменьшить расход утяжелителя.

Основной показатель качества утяжелителя – утяжеляющая способность, которая определяется плотностью раствора после введения 300 % утяжелителя (по массе к исходному раствору). Для создания раствора с условной вязкостью 60 с, водоотдачи 5-6см³ за 30 минут.

Утяжеляющая способность материала зависит от его плотности, дисперсности, гидрофильности и химического состава. Высокая степень дисперсности утяжелителя способствует повышению вязкости, а вязкость не позволяет повышать концентрацию утяжелителя и плотность раствора. Низкая степень дисперсности утяжелителя снижает седиментационную устойчивость. В зависимости от минерального состава утяжелители делят на 4 группы: карбонатные (мергель, =2650 кг/м³, известняк и мел =2700 кг/м³, доломиты =2900 кг/м³, сидерит =3900 кг/м³), баритовые (баритовые концентраты производства обогатительной фабрики цветной металлургии: КБ-1, КБ-2, КБ-3, КБ-4, КБ-5, плотностью 4050-4250 кг/м³), железистые (гематит =5300 кг/м³, магнетит =4900-5200 кг/м³, ильменит =4790 кг/м³).

Железистые утяжелители вследствие их абразивности применяют редко. При добавках галенита получают буровые растворы плотностью более 3000 кг/м³.

Для промывки скважин в устойчивых горных породах особенно в трещиноватых зонах с целью повышения механической скорости бурения и снижения поглощения плотность промывочной жидкости понижают (чаще сего за счет аэрации). Аэрация позволяет уменьшить плотность любых промывочных жидкостей в широких пределах. При этом возрастает вязкость раствора при концентрации воздуха С=0-54% она равна

где - исходная вязкость.

При концентрации воздуха С=54-96%

Плотность аэрированной жидкости определяется по формуле

,

где - плотность аэрированной и исходной жидкостей, а – количество воздуха в единице объема аэрированной жидкости, р₀,р – атмосферное и заданное давление.

Гидростатистическое давление аэрированной жидкости р на глубине h – статистических условий определяют из соотношения

,

Для придания промывочной жидкости закупоривающей способности в неё вводят наполнители. Для надежного закупоривания трещин размеры частиц наполнителя должны быть в 2 раза меньше раскрытия трещин.

Для аэрации промывочных жидкостей – применяют специальные аэраторы, а для стабилизации аэрированных растворов пенообразователи.

Плотность бурового раствора чаще всего определяют с помощью аэрометра АБР-1, состоящего из поплавка с балластом и съемного груза.

Перед измерением плотность раствора проверяют правильность его показаний. Для этого в стакан заливают пресную воду. Подсоединяют его к поплавку и опускают вместе с поплавком в ведерко с водой. Если по шкале 0,8-1,7 уровень воды мерка окажется выше или ниже 1.0, нужно определить причину (наличие засохшей глины в стакане, его деформация, попадание воды в поплавок и устранить её. При невозможности этого сделать по поправочной шкале определить поправку.

После определения поправки заполняют исследуемым раствором и отпускают его вместе с поплавком в ведерко с водой, по шкале 1,6-2,6 определяют плотность раствора; к этому показанию добавляют величину поправки. Если поплавок не погружается в воду, к стакану подсоединяют груз и отсчет ведется по шкале 0,8-1,7.

Для измерения плотности могут быть использованы также рычажные весы – плотномер ВРП-1 (рис 1.14). Плотномер состоит из стойки и рычага со стаканом. На рычаге имеются две призмы с помощью которых рычаг устанавливают на стойке, и две шкалы, соответствующие этим призмам. Для определения плотности стакан заполняют раствором до отверстия и закрывают крышкой, рычаг устанавливают на правую призму, с помощью подвижного груза стакан с раствором уравновешивают и показания снимают по нижней шкале.

Для более точного, измерения плотности раствора используют пикнометр (рис. 1.15) представляющий собой стеклянный сосуд с притертой пробкой и меткой на шейке.Для определения плотности раствора вначале взвешивают пустой пикнометр Р₁заполняют его до отметки исследуемым раствором, закрывают пробкой и вновь взвешивают Р₂.

Плотность бурового раствора рассчитывают по формуле:

 

Глава 2

ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ

Наиболее широкое распространение среди очистных получили глинистые растворы. Их применяют преимущественно при бурении осложненных горных пород: трещиноватых, пористых, неустойчивых.

Основное назначение глинистых растворов: кольматация пор и трещин, вынос с забоя скважин на поверхность тяжелого шлама, стабилизация стенок скважин, борьба с осложнениями.

Обладая, высокими показателями СНС и вязкости они при прекращении циркуляции промывочной жидкости (в случае аварий) способны удерживать тяжелый шлам, предотвращая, таким образом, зашламовывание скважины и прихват снаряда.

Но наряду с достоинствами глинистые растворы имеют ряд недостатков. Они, как правило, обладают значительной плотностью и вязкостью. Как установлено исследователями механическая скорость бурения зависит от целого ряда показателей глинистого раствора. Наиболее существенно от плотности, вязкости, содержания твердой фазы.

Концентрация твердой фазы глинистого раствора может достигать до 15-20%, плотность раствора до 1,5 г/ м³ вязкость до 35с.

Механическая скорость бурения по исследованиям исследователей определяются формулой

где -механическая скорость бурения чистой водой, - вязкость глинистого раствора, p-плотность раствора, n- степень плотности, которая может достигать до двух.

Также растворы требуют обработки их реагентами, что требует значительных затрат.

Вязкие глинистые растворы способны удерживать значительное количество абразивного шлама, что повышает износ бурового снаряда и породоразрушающего инструмента, требует тщательной дорогостоящей очистки раствора

.

2.1. Структурообразователи

Глинистые растворы – дисперсные системы, в которых, в качестве дисперсной фазы выступают тонкодисперсные глинистые частицы (структурообразователь), а в качестве дисперсионной среды чаще всего вода.

Под воздействием поверхностной энергии частиц вокруг каждой из них образуется плотный гидратный (адсорбированный) слой с повышенной прочностью структуры (гидрогель).

Наиболее эффективным структурообразователем является монтморилонит.

В процессе выветривания пироксенов и амфиболов ленты кремнекислородных тетраэдров связываются в листы, а катионы насыщенные в щелочной среде гидроксильными группами А1(ОН)⁺² прочно связывают эти листы и пакеты. Вместо А1(ОН)⁺² связывание листов может производиться также катионами FeOH²⁺ и MgOH⁺. Пакеты между собой связываются обменными катионами Н, К, Na, Mg, Са..

В натриевых монтморилонитах в качестве обменного катиона преобладают катионы Na, которые с пакетами образуют слабуюионную связь, поэтому монтморилониты легко диспергируют в воде на более мелкие глинистые частицы и катионы Na ⁺.

В кальциевых монтморилонитах связь между пакетами осуществляется с помощью обменных катионов Са , имеющих более высокий заряд и образующих более прочные связи. Вследствие этого диспергирование таких агрегатов в воде происходит значительно труднее.

При добавлении в раствор кальцинированной сода Na₂СО₃ ионы Са⁺² соединяются с анионами СО^2- образованная соль выпадает в осадок, а агрегаты, связанные только ионами Na⁺, легко диспергируют в растворе.

Иллит - листовой силикат, по химическому составу и структуре аналогичен монтмориллониту. Отличается от него тем, что в слое кремнекислородных тетраэдров наблюдается замещение Si₂O₅^-2 на А1₂О₅^4- (одно замещение из четырёх) отчего на поверхности листа появляются некомпенсированные заряды, что увеличивает взаимодействие между пакетами и уменьшает растворимость минерала в воде.

Образуется иллит при выветривании полевых шпатов в щелочной среде. Функциональные группы =А1ОН, ºSiOH.

Каолинит Si₂O₅AlO₂(OH)₂ - листовой силикат, представляет собой двухслойную структуру, состоящую из слоя кремнекислородных тетраэдров Si₂O₅ и гидраргилитового слоя А1(ОН)₂⁺

Благодаря большому количеству гидроксильных групп в пакетах между ними возникают сильные водородные связи, поэтому каолинит трудно диспергирует в воде.

Каолинит также, как и монтморилонит и иллит, имеет в растворе тонкодисперсные и землистые агрегаты неправильной формы, но у каолинита чешуйки встречается чаще, чем у вышерассмотренных минералов.