|
(3.6)
где Δ
H
р
,
Δ
H
в
–
глубина увлажнения образца в растворе и дистиллированной
воде.
Чем ближе
К
с
к единице, тем меньше исследуемый буровой раствор спо-
собен предотвращать первичную гидратацию глинистых образцов, связанную с
капиллярной пропиткой. Следовательно, при значении
К
с
больше единицы
можно сделать вывод о том, что компоненты данного раствора ускоряют про-
цессы гидратации. Благоприятные условия для ингибирования гидратации глин
создаются при значении
К
с
значительно меньших единицы.
В таблице 3.1 Представлены результаты исследований, проведенных с
использованием буровых растворов на водной основе.
Таблица 3.1 – Коэффициенты скорости увлажнения в буровых растворах
Составы растворов (плотность 1100 кг/м
3
)
Коэффициент
увлажнения
Бентонитовая суспензия
0,85
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида натрия
1,00
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида натрия + 0,05 % ПАА
0,77
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида магния
0,77
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида кальция
0,77
Бентонитовая суспензия + 3 % КССБ + 0,3 % КМЦ + 0,5 % КОН
0,46
Бентонитовая суспензия + 3 % хлорида калия + 3 % КССБ + 0,5 %
КМЦ + 0,5 % КОН
0,38
70
3.3 Оценка смазочной способности буровых растворов (прибор КТК-2)
Одним из самых распространённых видов осложнений, а в некоторых
случаях и аварий, является прихват бурильного инструмента. Необходимо от-
метить, что бурильная труба считается прихваченной, если её невозможно при-
поднять, опустить или вращать.
Прихват бурильного инструмента может быть вызван несколькими раз-
личными причинами, обусловленными геологическими, технологическими и
организационными причинами. К геологическим и частично к технологическим
причинам можно отнести:
•
действие дифференциального давления;
•
обвалы и обрушения горной породы;
•
сужение ствола скважины;
•
прихват инструмента в результате желобообразования;
•
образование сальников на долоте.
Большинство случаев прихвата вызвано действием дифференциального
давления. Избыточное дифференциальное давление, возникающее на участке
проницаемой зоны с низким давлением, может «вдавить» бурильную колонну в
стенку скважины и вызвать её прихват (прилипание). На усилие прихвата кроме
перепада давления влияет проницаемость призабойной зоны, толщина и струк-
тура фильтрационной корки, её адгезионные свойства по отношению к матери-
алу бурильного инструмента, время контакта между стенкой скважины и
бурильным инструментом.
Одним из основных методов предупреждения прихвата бурильного ин-
струмента является снижение степени адгезионного взаимодействия и коэффи-
циента трения. Адгезионное взаимодействие в значительной степени зависит от
фильности взаимодействующих поверхностей (горная порода – бурильный ин-
струмент или фильтрационная корка – бурильный инструмент), минералогиче-
ского состава горных пород и их пластичных свойств, материала бурильных
труб и других. Значительную роль в проявлении негативных процессов играет
состав бурового раствора. Например, излишнее увеличение содержания колло-
идной фазы приведёт к увеличению реологических характеристик (в частности,
пластической вязкости) и показателя тиксотропии раствора, что может явиться
причиной значительного ухудшения адгезионно-смазочных параметров буро-
вого раствора. На рисунках 3.5–3.7 представлены зависимости адгезионных
свойств, коэффициента трения и липкости фильтрационной корки от изменения
пластической вязкости вследствие повышения содержания коллоидного компо-
нента (рис. 3.8), полученные в результате лабораторных и промысловых иссле-
дований Лютиковым К. В. [12].
71
Рисунок 3.5 – Зависимость показателя адгезии от пластической вязкости
безглинистого полимер-калиевого бурового раствора
Рисунок 3.6 – Зависимость коэффициента трения безглинистого
полимер-калиевого бурового раствора от изменения пластической вязкости
Рисунок 3.7 – Зависимость коэффициента липкости фильтрационной корки
от изменения пластической вязкости бурового раствора
72
Рисунок 3.8 – Зависимость пластической вязкости от концентрации коллоидной фазы
в безглинистом полимер-калиевом буровом растворе
Для исследования смазочных и адгезионных свойств бурового раствора ис-
пользуются устройства различного типа. Например, прибор с коаксиально распо-
ложенными цилиндрами, предложенный Р. Г. Ахмадиевым и И. В. Куваевым, и
«Тестер предельного давления и смазывающей способности» фирмы OFITE
(см. лабораторную работу 1.3). Для исследования липкости фильтрационной
корки, толщина и свойства которой являются одной из основных причин при-
хвата бурильного инструмента в интервале проницаемых пород, используют
специальные устройства, в частности прибор КТК-2.
Прибор выпускается в двух вариантах.
Независимость от типа угломера принцип работы остаётся одинаковым.
Ниже представлено схематическое изображение прибора КТК-2 и принцип его
использования в оценке липкости фильтрационной корки.
С механическим угломером
(рис. 3.9).
Рисунок 3.9 – Внешний вид прибора КТК-2 с механическим угломером
73
С электронным угломером
(рис. 3.10).
Рисунок 3.10 – Внешний вид прибора КТК-2 с электронным угломером
Прибор (рис. 3.11) состоит из платформы
1
, регулировочных винтов для
выравнивания уровня
2
, опоры наклонной планки
3
, втулки
4
, шарнира
5
,
наклонной планки
6
, подъёмного винта
7
, основания
8
, цилиндра
9
, угломера
10
, риски (бывает различных конструкций)
11
, неподвижной опоры
12
, крепле-
ния угломера
13
, крепления опоры
14
.
Рисунок 3.11 – Схема прибора КТК-2
74
Do'stlaringiz bilan baham: |
