Условная вязкость бурового раствора для чего

Основные свойства буровых растворов

Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:

Вязкость

Высокая вязкость требуется для:

Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:

Плотность

Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.

Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:

Водоотдача

Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.

Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.

Химические свойства

Химические свойства влияют на:

Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.

Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.

Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.

Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;

Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.

Измерения (химические анализы фильтрата):

pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.

Содержание твердой фазы

Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).

Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.

Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:

Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.

Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.

Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.

Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.

Измерительные приборы и измерения:

Заполнение журнала по буровому раствору

Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.

© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.

Источник

Свойства бурового раствора

Свойства бурового раствора имеют решающее значение при бурении.

Раствор, на протяжении всего бурения контролируется специальной службой. В процессе бурения раствор обрабатывается для поддержания заданных свойств.

Если плотность будет меньше заданной, уменьшится вес столба жидкости на забой, в связи с этим возможно ГНВП (газонефтеводопроявление).

Увеличение плотности сверх заданной, увеличит вес столба жидкости на забой, что в свою очередь может привести к разрыву пласта, поглощению раствора.

Вязкость влияет на способность выноса продуктов бурения от забоя.

Фильтрационные свойства влияют на стойкость стенок скважины к обваливанию и на способность бурового раствора впитываться в породу.

Удельная теплоемкость — количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Единица измерения — Дж/(кг∙°С)

Коэффициент теплопроводности – удельный тепловой поток, направленный по нормали к изотермической поверхности при градиенте температур, равном 1° на 1 м длины вдоль теплового потока.

Термический коэффициент объемного расширения — величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре.

Термический коэффициент давления — величина, характеризующая изменения давления постоянного объема бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на 1К, отнесенного к давлению при данной температуре.

Условная вязкость — величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – с

Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига, при увеличении скорости сдвига, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой. Единица измерения — Па∙с

Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Единица измерения — Па

Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового (цементного) раствора. Единица измерения – Па∙с

Статическое напряжение сдвига — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время. Также можно описать, как касательное напряжение сдвига, соответствующее началу разрушения структуры бурового раствора, находящегося в покое определенное время. Единица измерения – Па

Коэффициент коллоидальности твердой фазы — величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.

Показатель коллоидальности твердой фазы — величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.

Показатель консистенции — коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Единица измерения – Па

Показатель неньютоновского поведения — показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

Касательное напряжение сдвига — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Единица измерения – Па

Показатель седиментации — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.

Показатель фильтрации — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – см 3

Толщина фильтрационной корки — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – мм

Удельное электрическое сопротивление — сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Единица измерения – Ом

Нарпяжение электропробоя — величина, косвенно характеризующая стабильность пробоя буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор. Единица измерения – В

Показатель минерализации — величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.

Водородный показатель — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода

Щелочность — объединенная способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде. Определяется титрованием со стандартной кислотой до определенных точек.

Источник

РД 39-2-645-81 Методика контроля параметров буровых растворов

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт
по креплению скважин и буровым растворам
(ВНИИКРнефть)

Первым зам. министра

МЕТОДИКА
КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Методика разработана в соответствии с п. 4.2.3. «Программы метрологического обеспечения предприятий Министерства нефтяной промышленности», утвержденной Постановлением Госстандарта СССР от 18.01.79 г. № 99 и введенной в действие приказом Миннефтепрома № 286 от 29.05.79 г.

В методике изложена организация контроля параметров буровых растворов, разработанная на основе методов статистического управления качеством продукции с использованием контрольных карт, приведены рекомендации по выбору контролируемых параметров, программа выбора плана статистического регулирования и составления плана контроля для конкретных геолого-технических условий бурения, даны основные характеристики и краткие описания технических средств и методов, используемых для контроля параметров буровых растворов.

Методика разработана во Всесоюзном научно-исследовательском институте по креплению скважин и буровым растворам и предназначена для специалистов буровых предприятий, занимающихся контролем и управлением качества буровых растворов.

Проект методики прошел широкое обсуждение в производственных объединениях, научно-исследовательских и проектных институтах отрасли и при составлении настоящей редакции были учтены возникшие при обсуждении замечания и предложения специалистов, которым составители выражают свою признательность и благодарность.

Методика составлена: А. И. Булатовым, В. А. Буровым, В. И. Демиховым, В. И. Рябченко.

В составлении методики принимали участие: А. Г. Аветисов, Ю. Г. Бурова, З. С. Ковалева, А. И. Пеньков, Т. М. Полякова, Ю. М. Проселков, И. Н. Резниченко, А. П. Руденко, Шмаков Е. С.

Методика контроля параметров
буровых растворов

Приказом Министерства нефтяной промышленности № 699 от «22» декабря 1981 г. Срок введения установлен с «1» февраля 1962 г. Срок действия до

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая методика устанавливает правила контроля параметров бурового раствора в процессе бурения нефтяных и газовых скважин и является основным руководящим документом для работников буровых предприятий, занимающихся управлением качества буровых растворов.

1.2. В методике изложена организация контроля параметров бурового раствора на буровой, приведены основные характеристики и краткое описание используемых при этом технических средств и методов измерения, даны рекомендации по выбору контролируемых параметров, алгоритм и программа расчета контрольных карт параметров бурового раствора для конкретных геолого-технических условий бурения.

1.3. Задачей контроля качества бурового раствора в процессе бурения является получение достоверной информации о текущих значениях его параметров с целью своевременного обнаружения их отклонений от проектных значений и принятия эффективных решений по регулированию его свойств.

1.4. Рекомендации по выбору контролируемых параметров и средств для их измерения приведены в приложении 1.

1.5. Организация контроля параметров бурового раствора базируется на методах статистического регулирования качества продукции с использованием контрольных карт средних значений как вспомогательного инструмента контроля.

1.6. Выбор плана статистического регулирования (т.е. расчет данных для подготовки контрольных карт к работе) и составление плана контроля параметров на буровой производятся на стадии проектирования в КИВЦе объединения по программе, приведенной в приложении 2.

Алгоритм выбора плана статистического регулирования, по которому разработана программа, приведен в приложении 3.

1.7. Результаты расчета, включающие данные для подготовки контрольных карт и план контроля параметров (приложение 4, 5), являются составной частью проекта на бурение данной скважины.

1.8. Подготовка контрольных карт к работе производится в соответствии с приложением 6.

1.9. Контроль параметров на буровой производится лаборантом или помещиком бурильщика в соответствии с разделом 2 настоящей методики. Порядок проведения измерений и описание используемых при этом приборов приведены в разделе 3.

1.10. Суть контроля при данной организации заключается в том, что в моменты времени, указанные в плане контроля, из циркулирующего раствора отбирается заданное количество проб и определяются выборочные средние значения необходимых параметров, которые наносятся на контрольные карты. В зависимости от положения этих значений относительно границ регулирования переходят от одного режима контроля к другому, судят о возникновении отклонений параметров от их проектных значений и принимают решения о регулировании свойств бурового раствора.

1.11. Заполненные бланки контрольных карт (приложение 7) отражают процесс изменения качества буровых растворов в процессе бурения, являются отчетным документом и заменяют журналы буровых растворов.

1.12. Все ранее действовавшие инструкции по контролю качества буровых растворов считать утратившими силу.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РАСТВОРА НА БУРОВОЙ

2.1. Организация контроля параметров бурового раствора предусматривает выполнение следующих работ на буровой:

отбор проб бурового раствора;

определение параметров бурового раствора;

ведение контрольных карт.

Контрольные карты представляют собой отпечатанный на бумаге бланк, в который заносятся измеренные в течение смены значения параметров бурового раствора (см. приложение 7).

Вертикальные линии на бланке указывают время суток и нанесены с интервалом в 30 минут. Горизонтальные линии в определенном масштабе указывают значения параметров бурового раствора.

Пунктирными линиями на контрольных картах нанесены предупреждающие границы регулирования. Сплошными жирными линиями нанесены внешние границы регулирования.

Слева указаны наименования, единицы измерения и значения контролируемых параметров, а также наименование информации о процессе промывки, которая должна фиксироваться в бланках контрольных карт.

2.2. Отбор проб для измерения содержания газа и температуры бурового раствора производится в начале желобной системы, а измерения производят непосредственно у желоба сразу же после отбора пробы.

Для измерения плотности, условной вязкости, водоотдачи, статического напряжения сдвига и других параметров пробы отбираются на выходе из системы очистки. Измерение параметров производится в специально отведенном для этого помещении.

Для характеристики раствора, поступающего из скважины (если это необходимо), отбор проб проводится в начале желобной система.

Для характеристики раствора, поступающего в скважину, отбор проб и измерения могут повторяться в конце желобной системы.

Когда раствор необходимо отправить для анализа в стационарную лабораторию буровых растворов, находящуюся на значительном расстоянии от буровой, то проба отбирается на выходе системы очистки небольшими порциями (до 0,5 л) через 10-15 минут таким образом, чтобы получить среднюю пробу объемом 3-5 л, характеризующую весь циркулирующий раствор.

Для проведения анализа фильтрата бурового раствора проба раствора отбирается непосредственно у устья скважины, доставляется в лабораторию и фильтруется в тот же день.

Вместе с отобранной пробой бурового раствора в лабораторию должны быть переданы следующие сведения: дата отбора пробы, номер скважины, глубина забоя, температура раствора на выходе из скважины во время отбора проб, а также результаты измерения тех параметров, которые были определены на буровой.

2.3. Измерения параметром бурового раствора производятся техническими средствами и методами, изложенными в разделе 3.

2.4. Работа с контрольными картами заключается в нанесении на них измеренных значений параметров бурового раствора (одиночных или выборочных средних), перехода от одного режима контроля к другому, определении момента и величины отклонений параметров от их проектных значений и принятии решений о необходимости регулирования свойств бурового раствора.

Отклонением параметра от его проектного значения является выход выборочного среднего значения за внешнюю границу регулирования (указанную в геолого-техническом наряде).

2.5. В процессе бурения предусматривается три режима контроля параметров бурового раствора:

контроль в нормальном режиме, т.е. при отсутствии нарушений предупреждающих границ регулирования;

контроль при нарушении предупреждающих границ регулирования;

контроль при возникновении отклонений параметров от их проектных значений, т.е. при нарушении внешних границ регулирования.

2.5.1. Контроль в нормальном режиме ведется путем измерения и нанесения на контрольные карты одиночных значений параметров. Контроль при нарушении предупреждающих и внешних границ регулирования ведется путем определения и нанесения на контрольные карты выборочных средних значений параметров.

2.5.2. Контроль в нормальном режиме проводится следующим образом:

в моменты времени, указанные в плане контроле (см. приложение 5), из циркулирующего бурового раствора отбирается одна проба;

в этой пробе измеряются параметры, указанные в плане контроля;

измеренные одиночные значения в виде точек наносятся на соответствующие контрольные карты (см. приложение 7).

Контроль в этом режиме ведется до нарушения каким-нибудь параметром предупреждающих границ регулирования (попадание точки на границу не считается нарушением границы).

2.5.3. При нарушении каким-нибудь параметром предупреждающих границ регулирования переходят ко второму режиму контроля, который проводится следующим образом:

при попадании одиночного значения (т.е. точки) за предупреждающую границу с периодичностью, указанной в примечании к плану контроля (см. приложение 5), отбираются еще две пробы бурового раствора;

в каждой пробе измеряется значение данного параметра;

по трем полученным значениям определяется среднее арифметическое значение, которое в виде крестика наносится на контрольную карту (см. приложение 7);

допускается перемешивать очередные три пробы одинакового объема и измерять в полученном растворе значение параметра, которое в виде крестика наносится на контрольную карту;

следующие три пробы в этом режиме отбираются в моменты времени, указанные в плане контроля для данного параметра;

остальные параметры контролируются согласно п. 2.5.2.

Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока выборочное среднее значение параметра находится между предупреждающей и внешней границами (попадание крестика на внешнюю границу не считается нарушением границы).

2.5.4. При нарушении каким-нибудь параметром внешней границы регулирования переходят к третьему режиму контроля, который проводится следующим образом:

при попадании одиночного или выборочного среднего значения (т.е. точки или крестика) за внешнюю границу регулирования начинают отбирать пробы бурового раствора с периодичностью, указанной в примечании к плану контроля (см. приложение 5);

в каждой пробе измеряется значение параметра, у которого нарушена внешняя граница регулирования;

по каждым трем полученным значениям определяется среднее арифметическое значение, которое в виде крестика наносится на контрольную карту (см. приложение 7);

допускается перемешивать очередные три пробы одинакового объема и измерять в полученном растворе значение параметра, которое в виде крестика наносится на контрольную карту;

остальные параметры контролируются согласно п. 2.5.2.

Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока выборочное среднее значение параметра находится за внешней границей регулирования.

2.5.5. При возвращении выборочного среднего значения (крестика) внутрь внешних или предупреждающих границ регулирования переходят соответственно ко второму или первому режиму контроля.

2.6. При появлении последовательно трех выборочных средних значений какого-нибудь параметра за предупреждающей границей или одного выборочного среднего значения за внешней границей принимается решение о соответствующей обработке бурового раствора.

2.7. Кроме измеренных значений параметров бурового раствора, на бланках контрольных карт в соответствующих графах записывается следующая информация о процессе промывки скважин (см. приложение 7):

дата заполнения бланка контрольных карт, № смены и фамилия лаборанта;

вид работ, связанных с промывкой скважин (например: бурение без обработки, бурение с обработкой, остановка циркуляции, ремонт бурового насоса и т.п.);

наименования и расход материалов при регулировании свойств бурового раствора;

глубина нахождения инструмента.

В графе «Примечание» записываются распоряжения мастера и инженера по буровым растворам, остаток и поступление на буровую материалов для приготовления и регулирования свойств бурового раствора, значения параметров на выходе из скважины или после обработки раствора и другая информация о процессе промывки скважины.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РАСТВОРА

3.1. Определение плотности бурового раствора

Для измерения плотности могут быть использованы:

Принцип работы ВРП-1 (рис. 1) основан на уравновешивании моментов левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры.

диапазон измерения платности бурового раствора:

по верхней шкале, г/см 3 от 0,8 до 1,6;

по нижней шкале, г/см 3 от 1,6 до 2,6;

погрешность измерения, г/см 3 ± 0,01.

залить раствор в мерный стакан 1 до верхней кромки и закрыть крышкой 2;

удалить излишки раствора, вытекшие через специальное отверстие;

установить подвижную часть на правую призму 5 стойки;

передвигая вправо или влево подвижный груз 7, установить рычаг 6 в положение равновесия и прочесть показания плотности раствора по верхней шкале;

если плотность раствора окажется большей, чем предел измерения по верхней шкале, то подвижную часть весов необходимо переставить на левую призму 4 и провести измерение по нижней шкале;

после замера снять крышку, вылить раствор из стакана, промыть мерный стакан и крышку водой, протереть их насухо.

3.1.2. Ареометр АГ-ЗПП

диапазон измерения при надетом калибровочном грузе, г/см 3 от 0,9 до 1,7;

диапазон измерения без калибровочного груза, г/см 3 от 1,6 до 2,4;

погрешность измерения, г/см 3 ± 0,02;

объем пробы раствора, см 3 78,5 ± 1.

при измерении плотности бурового раствора с помощью АГ-ЗПП (рис. 2) может быть использована как пресная вода, так и минерализованная;

при использовании пресной воды чистый мерный стакан 2 заполнить буровым раствором, соединить с поплавком 3 поворотом последнего до упора; тщательно обмыть стакан снаружи, погрузить его в ведро с водой 5 и сделать отсчет удельного веса по основной шкале 6 (по делению, до которого ареометр опустился в воду);

при использовании минерализованной воды делается поправка на ее плотность, для чего необходимо заполнить мерный стакан водой и соединить его с поплавком; погрузить прибор в ведро с водой и оставить свободно плавать, деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет алгебраическую величину поправки; затем вылить минерализованную воду из стакана, заполнить его буровым раствором, погрузить в ведро и произвести отсчет по основной шкале.

Плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды вычисляется по формуле

Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд известного объема с притертой пробкой и меткой на шейке. Для выхода из пикнометра воздуха или газа, которые могут выделяться из раствора, в пробке прибора предусмотрена сквозная канавка.

взвесить сухой чистый пикнометр;

заполнить его буровым раствором до метки, закрыть пробкой, вытереть насухо и взвесить.

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

Примечание. Если вместимость пикнометра заранее не известна, то она определяется по разности масс пикнометра с дистиллированной водой и пустого.

Истинная плотность бурового раствора, содержащего газообразные компоненты, рассчитывается по формуле:

3.2. Определение условной вязкости

Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВБР-1, который состоит из мерной кружки и воронки.

постоянная вискозиметра (время истечения 500 см 3 воды

погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5;

вместимость воронки вискозиметра, см 3 700;

вместимость мерной кружки, см 3 500.

промыть водой воронку вискозиметра и мерную кружку (при работе с растворами на водной основе);

закрыть отверстие трубки пальцем и налить в воронку через сетку испытуемый буровой раствор до перелива;

подставить мерную кружку под трубку вискозиметра и, убрав палец, открыть отверстие трубки, одновременно включив секундомер;

в момент заполнения кружки раствором до краев остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем и прочесть показания секундомера;

после измерения кружку и воронку вымыть.

3.3. Определение статического напряжения сдвига при нормальной температуре

Для измерения СНС могут быть использованы:

ротационный вискозиметр ВСН-3 (рис. 4).

Принцип работы этих приборов основан на измерении сдвиговых напряжений в контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси.

пределы измерений, Па (мГ/см 2 ):

при диаметре нити 0,3 мм 0-4 (0-40);

при диаметре нити 0,4 мм 0-10 (0-100);

при диаметре нити 0,5 мм 0-20 (0-200);

основная приведенная погрешность измерения, % ±3;

допускаемая продолжительность измерения, с 60;

питание электродвигателя от сети переменного тока напряжением, В 220.

поместить подвесной цилиндр 9 во внешний цилиндр 2 и подвесить нить 6 на пробку;

тщательно перемешать пробу бурового раствора;

залить раствор меркой, прилагаемой к прибору, в установленный на вращающемся столике 10 внешний цилиндр, подвесной цилиндр при этом должен быть погружен в раствор точно до верхнего края;

быстро установить «0» шкалы 4 против риски указателя и пустить секундомер;

через 1 мин остановить секундомер и включить электродвигатель прибора 12;

после остановки подвесного цилиндра произвести отсчет угла закручивания нити;

установить шкалу в нулевое положение, оставить раствор в состоянии покоя на 10 мин, затем снова включить прибор и замерить максимальный угол закручивания нити.

Статическое напряжение рассчитывается по формуле:

3.3.2. Ротационный вискозиметр ВСН-3

диапазон измерения статического напряжения сдвига, Па (мГ/см 2 ):

для пружины № 1 от 0 до 45 (от 0 до 450);

для пружины № 2 от 0 до 90 (от 0 до 900);

основная приведенная погрешность измерения, % 4;

погрешность отсчета угла поворота измерительного

пределы термостатирования, °С от 20 до 60;

напряжение питания, В 220.

перед измерением чистый сухой стакан 2 заполнить буровым раствором и поставить на столик 1;

включить тумблер «сеть»;

выключить тумблер «сеть»;

установить ручку переключателя оборотов в положение «0,2»;

раствор оставить в покое на необходимое время, (1 мин, 10 мин);

включить тумблер «сеть»;

отсчитать по шкале 6 показания угла поворота измерительного элемента в момент его максимального значения, предшествующего разрушению структуры.

Определение статического напряжения сдвига производится по формуле

3.4. Определение статического напряжения сдвига при повышенной температуре

Для измерения используется ротационный вискозиметр B СН-2 M (рис. 5).

Принципиальная схема ВСН-2М

диапазон измерения эффективной вязкости,

основная приведенная погрешность измерения, % ±5;

избыточное давление на испытуемый буровой

раствор, МПа (кГ/см 2 ) от 0 до 15 (от 0 до 150);

погрешность измерения давления, не более, % ± 2,5;

температура нагрева, °С от 20 до 200;

погрешность измерения температуры, не более, % ± 2;

(об/мин) 0,2; от 50 до 600 (0,2; от 50 до 600);

максимальный угол поворота измерительного

цена деления шкалы измерительного элемента,

напряжение питания, В 220.

заполнить контейнер 5 исследуемым раствором в количестве 100 см 3 и подсоединить к автоклаву 6;

установить по манометру 10 необходимое давление, но не выше 15 МПа;

тумблер «вязкость-сдвиг» переключить в нейтральное положение;

шкалу 8 установить на нулевую отметку;

раствор оставить в состоянии покоя на требуемое время (1 мин, 10 мин) тиксотропного уплотнения, после чего тумблер «вязкость-сдвиг» перевести в положение «сдвиг»;

отсчитать показания шкалы в момент максимальных значений, предшествующих разрушению структуры.

Определение статического напряжения сдвига аналогично приведенному для ВСН-3 (п. 3.3.2).

3.5. Определение динамического напряжения сдвига, эффективной и пластической вязкостей при нормальной температуре

Для измерений показателей, позволяющих получить величины этих параметров, используется ротационный вискозиметр ВСН-3.

для пружины № 1 от 0,001 до 0,2 (от 1 до 200);

для пружины № 2 от 0,001 до 0,4 (от 1 до 400);

частота вращения наружного

(0,2; 200; 300; 400; 600);

основная приведенная погрешность измерения

эффективной вязкости, % 5.

Остальные характеристики приведены в п. 3.3.2.

по полученным данным построить график зависимости угла поворота шкалы j от частоты вращения наружного цилиндра n ; характерная зависимость угла поворота шкалы от скорости вращения цилиндра для вязкопластичных буровых растворов приведена на рис. 6;

на полученном графике выделить прямолинейный участок и продолжить его до пересечения с осью ординат.

; (7)

; (8)

Кривая зависимости j от n

Упрощенная методика работы с прибором:

расчет пластической вязкости n _пл и динамического напряжения сдвига t _о производится по следующим формулам:

3.6. Определение динамического напряжения сдвига, эффективной и пластической вязкости при повышенной температуре

Для определения этих параметров используется ротационный вискозиметр ВСН-2М (см. рис. 5).

Основные характеристики приведены в п. 3.4.

перед измерением контейнер 5 заполнить исследуемым буровым раствором в количестве 100 см 3 и подсоединить к автоклаву 6;

установить по манометру 10 необходимое давление, но не выше 15 МПа;

построить по полученным данным график.

Обработка полученных данных аналогична используемой для ВСН-3 (п. 3.5) при обычной методике измерений.

3.7. Определение показателя фильтрации при нормальной температуре

Для измерения показателя фильтрации могут быть использованы:

фильтр-пресс ФЛР-1 (рис. 7);

Принцип работы этих приборов основам на способности дисперсионной среды отфильтровываться под давлением из бурового раствора.

3.7.1. Фильтр-пресс ФЛР-1

предел измерения объема фильтрата за 30 мин при диаметре

фильтра 75 мм, см 3 120;

погрешность измерения, см 3 0,5;

давление фильтрации, МПа (кГ/см 2 ) 0,7 (7);

фактический диаметр фильтра, мм 53;

максимальное давление на входе в редуктор, МПа (кГ/см 2 ) 15 (150).

снять стакан 1, вывернуть крышку, сполоснуть их водой и вытереть;

смочить водой фильтровальную бумагу, избыток воды удалить сухой фильтровальной бумагой (при работе с растворами на водной основе);

отвернуть полностью регулировочный винт 3 редуктора 4;

завернуть пропускной клапан 2 до упора;

залить в стакан 1 буровой раствор;

установить уплотняющее кольцо, на него положить фильтровальную бумагу, сетку;

закрыть стакан крышкой;

установить стакан в рабочее положение поворотом его на бобышке на 90 град;

подставить под стакан измерительный цилиндр на 10 или 50 см 3 в зависимости от предполагаемого показателя фильтрации;

отвернуть вентиль баллона с газом 5;

поворотом регулировочного винта редуктора по часовой стрелке установить давление на выходе из редуктора 0,7 МПа;

отвернуть винт пропускного клапана на 3,5 оборота и одновременно включить секундомер;

через 30 мин завернуть винт клапана до упора и одновременно выключить секундомер;

замерить количество фильтрата;

закрыть вентиль баллона, снять стакан, вывернуть крышку, убрать уплотнительное кольцо и вылить раствор;

стакан, крышку и кольцо промыть и высушить.

Показатель фильтрации определяется по формуле

предел измерения при диаметре фильтра 75 мм, см 3 46;

погрешность измерения, см 3 ±0,5;

фактический диаметр фильтра, мм 53;

давление фильтрации, МПа (кГ/см 2 ) 0,1 (1);

объем пробы бурового раствора, см 3 120.

Фильтрационный прибор ВМ-6

смочить кружок фильтровальной бумаги водой (при работе с растворами на водной основе) и положить его на решетку 5, которую вставить в нижнюю часть фильтрационного стакана 6 бумагой внутрь; на решетку положить клапан 3 с резиновой прокладкой и навернуть поддон 4; собранный стакан вставить в кронштейн, клапан туго завернуть винтом 2;

залить подготовленный буровой раствор в стакан на 3-4 мм ниже края;

навернуть напорный цилиндр 9 с закрытым игольчатым клапаном 7 на стакан, сверху налить машинное масло;

вставить плунжер в цилиндр и, приоткрыв опускную иглу, легким вращением подвести нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра;

закрыть спускной игольчатый клапан, а клапан с резиновой прокладкой открыть, одновременно пустить в ход секундомер;

через 30 мин сделать отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски); при открытии клапана с резиновой прокладкой может произойти резкое опускание груза на определенную величину, т.н. «скачок», значение «скачка» необходимо вычитать из полученного по шкале значения показателя фильтрации;

после окончания измерения открыть опускную иглу, выпустить масло и опустившийся плунжер вынуть из цилиндра; игольчатый клапан закрыть, цилиндр отвернуть, масло слить в баллон, раствор вылить, отвинтить поддон, вымыть прибор, насухо вытереть его и собрать для следующего замера.

предел измерения при диаметре фильтра 75 мм, см 3 40;

погрешность измерения, см 3 ± 0,5;

давление фильтрации, МПа (кГ/см 2 ) 0,1 (1);

смочить водой кружок фильтровальной бумаги (при работе с растворами на водной основе) и положить его на решетку (избыток воды удалить кусочком сухой бумаги);

вставить решетку в нижнюю часть фильтрационного стакана бумагой внутрь так, чтобы паз совпал со штифтом на стенке стакана;

положить на решетку клапан с резиновой прокладкой и навернуть поддон;

собранный стакан вставить в кронштейн, клапан туго затянуть винтом;

залить буровой раствор в стакан на 3-4 мм ниже края, резьбу стакана вытереть;

навинтить напорный цилиндр на стакан, сверху налить масло, уровень которого не должен доходить до верхнего края цилиндра на 1 см;

открыть спускную иглу, масло выпустить, а опустившийся плунжер вынуть из напорного цилиндра; игольчатый клапан закрыть, цилиндр отвинтить от стакана, масло слить в баллон, прибор вымыть и насухо вытереть.

3.8. Определение показателя фильтрации при повышенной температуре

Для измерения попользуется фильтр-пресс ФП-200 (рис. 9), который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации.

рабочий объем автоклава, см 3 400-500;

диапазон рабочих температур, °С от 20 до 200;

диапазон давления на фильтре, МПа (кГ/см 2 ) от 0,1 до 5 (от 1 до 50);

максимальное рабочее давление в автоклаве,

диапазон скорости вращения мешалки, от 700 до 1000

время нагрева пробы до 200 °С, мин не более 50.

снять верхнюю крышку, заполнить раствором автоклав 3;

установить крышку на место, герметично соединить ее с корпусом автоклава;

подключить систему создания давления и сбора фильтрата;

спрессовать прибор при рабочем давлении для проверки плотности соединений; при этом трубку отвода фильтрата и редукционный клапан 11 заполнить водой;

при непрерывном перемешивании нагреть раствор до заданной температуры, после чего открыть запорный вентиль 1 и включить секундомер;

ручным гидропрессом повысить давление в автоклаве до величины, обеспечивающей заданный перепад 5 МПа;

одновременно редукционным клапаном установить противодавление под фильтром, превышающее на 0,2-0,5 МПа давление насыпанных паров фильтрата при заданной температуре;

по истечении 30 мин выключить секундомер;

одновременно закрыть запорный вентиль;

замерить полученное количество фильтрата в измерительном цилиндре 13;

ox ладить прибор до комнатной температуры с помощью водяного охлаждения;

разобрать и вымыть прибор, подготовить его к следующему замеру.

3.9. Определение толщины фильтрационной корки

Толщина фильтрационной корки измеряется линейкой.

после определения показателя фильтрации вынуть из прибора фильтр с коркой, смыть с нее верхнюю рыхлую часть слабой струёй воды и поместить корку на ровную пластинку;

измерить линейкой толщину фильтрационной корки.

3.10. Определение статического напряжения сдвига в фильтрационной корке при перепадах давления

Для измерения статического напряжения в фильтрационной корке используется установка НК-1 (рис. 10).

Принцип работы установки основан на определении статического напряжения сдвига поверхностных слоев корки по усилию сдвига помещенного на нее груза, Фильтрационная корка, сформированная под давлением, поднимается при помощи подъемного столика и входит в контакт с грузом, после этого определяются толщина корки и усилие сдвига.

диапазон определения статического напряжения

сдвига фильтрационной корки, МПа (кГ/см 2 ) от 0 до 1 (от 0 до 10);

перепад давления на фильтрационной корке,

не более, МПа (кГ/см 2 ) 5 (50);

объем пробы бурового раствора, см 3 600;

основная приведенная погрешность измерения

перепада давления, % 1;

основная приведенная погрешность измерения

статического напряжения сдвига, % 3;

температура нагрева испытуемой жидкости

не должна превышать, °С 90;

максимальная толщина фильтрационной корки, мм 20;

инертный газ давлением до, МПа (кГ/см 2 ) 15 (150).

поднять столик 9 в крайнее верхнее положение поворотом маховика по часовой стрелке;

собрать фильтрующий элемент, для чего на сетку с гуммированным ободком положить 1-2 листа фильтровальной бумаги, верхнюю сетку, кольцо и накидной гайкой-крышкой соединить с корпусом фильтра;

установить фильтрующий элемент 10 в гнездо подвижного столика, зафиксировать его и закрыть вентиль «промывка»;

установить рамку 11 в корпус 13 на опорные призмы и проверить нулевое положение пружины 5;

заполнить корпус буровым раствором в объеме 550-600 см 3 ;

установить груз в рамку, а узел 1 отсчетного устройства толщины корки в корпус;

установить крышку, закрепить ее болтами и зафиксировать начальное положение фильтра по шкале;

опустить столик до крайнего нижнего положения;

создать требуемый перепад давления, но не более 5 МПа;

под выходной штуцер столика поставить стакан для сбора и измерения объема фильтрата, зафиксировать время начала фильтрации;

по истечении заданного времени фильтрации поднять столик в крайнее верхнее положение и измерить толщину фильтрационной корки, зафиксировать время начала прилипания корки к грузу;

после выдержки необходимого времени прилипания и уплотнения измерить напряжение пружины, для чего включить тумблер «сеть», а переключатель установить в положение «изм.»;

в момент срыва груза с корки загорается сигнальная лампочка и автоматически отключается привод натяжения пружины; величина напряжения пружины фиксируется счетчиком 3;

при проведении измерений при повышенной температуре буровой раствор перед заливкой рекомендуется подогреть до нужной температуры (но не более 90 °С); после заливки раствора в корпус включить термостатирование раствора; все остальные действия аналогичны описанным выше;

по окончании измерений возвратить пружину в исходное положение («нулевое»), отключить установку от электропитания, сбросить давление, вылить испытуемый буровой раствор, произвести разборку установки.

Статическое напряжение сдвига в фильтрационной корке определяется по формуле

3.11. Определение концентрации посторонних твердых примесей

Для определения концентрации посторонних твердых примесей используется металлический отстойник ОМ-2 (рис. 11).

отстойника до сливного отверстия 500;

определение общей концентрации посторонних твердых примесей;

снять крышку отстойника 1, отмерить ею 50 см 3 раствора и влить его в отстойник;

не моя крышку, зачерпнуть ею воду, разбавить оставшийся на внутренних стенках крышки раствор и вылить в отстойник;

держа отстойник вертикально, наполнить его водой до уровня отверстия на боковой поверхности; при появлении из отверстия воды следует подождать, пока не вытечет ее излишек;

плотно закрыть отстойник крышкой и повернуть его в горизонтальное положение сливным отверстием вверх, прижимая крышку и прикрывая отверстие пальцем, интенсивно взболтать содержимое отстойника;

повернуть отстойник в вертикальное положение, выждать одну минуту и снять по шкале бюретки 3 объем твердого осадка.

Общая концентрация посторонних твердых примесей равна удвоенному объему твердого осадка.

Определение концентрации отмытых посторонних твердых примесей:

после определения объема твердого осадка воду с неосевшими глинистыми частицами слить через край отстойника;

разбавить осадок свежими порциями воды и перенести в фарфоровую чашку диаметром 120 мм;

через 1-2 мин слить отстоявшуюся воду и налить новую порцию воды, в которой растереть осадок резиновой пробкой;

сливать мутную воду, повторяя отмыв несколько раз до полного отмучивания глинистых частиц;

после этого разбавить осадок водой, перенести в отстойник и замерить его объем.

Концентрация отмытых посторонних твердых примесей равна удвоенному объему полученного осадка.

3.12. Определение показателей стабильности и седиментации

Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2 (рис. 12).

Для определения показателя седиментации используется стеклянный мерный цилиндр.

3.12.1. Цилиндр стабильности ЦС-2

вместимость цилиндра, см 3 720;

влить пробу раствора в цилиндр 1 до края, предварительно тщательно перемешав ее;

установить заполненный цилиндр в спокойном месте, отметить по часам время и оставить его в покое на сутки;

через 24 часа открыть пробку 3, слить верхнюю часть пробы раствора вместе с отстоявшейся водой в кружку;

тщательно перемешать слитый раствор и определить его плотность;

Цилиндр стабильности ЦС-2

закрыть отвод пробкой, тщательно перемешать остающуюся в цилиндре нижнюю половину раствора и определить ее плотность;

при определении плотности ареометром АГ-ЗПП обязательно погружать его при всех измерениях в одну и ту же воду;

вымыть цилиндр и вытереть насухо.

Показатель стабильности бурового раствора определяется по разности плотностей нижней и верхней половин раствора.

3.12.2. Стеклянный мерный цилиндр

вместимость, см 3 100;

цена деления, см 3 1.

тщательно перемешанную пробу бурового раствора налить в цилиндр до 100-го деления по шкале;

поставить цилиндр с раствором в спокойное место, отметить время и оставить на 24 часа;

через 24 часа прочесть по шкале цилиндра отсчет положения уровня раздела раствора;

цилиндр вымыть и высушить.

Показатель седиментации бурового раствора находится по формуле

3.13. Определение концентрации газа

Дм определения концентрации газа могут быть использованы:

прибор ПГР-1 (рис. 13);

Принцип работы ПГР-1 и ВГ-1М основан на свойстве газов сжиматься под действием избыточного давления.

диапазон измерения, % от 0 до 10;

абсолютная погрешность измерения, % ± 0,5;

цена деления шкалы, % 0,5;

температура бурового раствора, °С от +5 до +80;

давление в рабочей емкости, МПа (кГ/см 2 ) до 0,3 (3).

заполнить стакан 6 до краев буровым раствором и соединить с корпусом 3 прибора;

вращая маховик 2 против часовой стрелки, следить за показаниями манометра 4 и прекратить вращение при достижении избыточного давления в 0,3 МПа;

прочесть по шкале 1 показания концентрации газа в буровом растворе;

сбросить давление, повернув маховик по часовой стрелке до упора;

отсоединить кран от корпуса, вылить раствор, вымыть стакан и разделитель и высушить их.

Основные характеристики и порядок подготовки прибора к работе изложены в п. 3.7.3.

навинтить цилиндр на горловину стакана, заполнить его маслом и надеть плунжер с грузом-шкалой;

клапан, находящийся под решеткой фильтрационного стакана, при измерении должен быть закрыт;

деление шкалы «газ», остановившееся при опускании плунжера против риски на верхнем крае втулки, укажет концентрацию газа в буровом растворе.

3.13.3. Метод разбавления

Метод основан на уменьшении объема бурового раствора в результате удаления газа из пробы раствора, разбавленного водой.

Для измерения необходимы:

мерный цилиндр вместимостью 250 см 3 с притертой пробкой;

мерный цилиндр вместимостью 200 см 3 без пробки;

в мерный цилиндр с притертой пробкой налить 50 см 3 бурового раствора, отмеренного мензуркой;

отмерить 200 см 3 воды и вылить в цилиндр, предварительно обмыв этой водой мензурку, которой отмерялся буровой раствор;

закрыть цилиндр с разбавленным раствором притертой пробкой, энергично взболтать в течение 1 мин и оставить в покое на некоторое время;

после опадения пены отметить объем жидкости в цилиндре.

Концентрацию газа вычисляют по формуле

3.14. Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе

Объемная концентрация твердой фазы определяется, исходя из материального баланса компонентов бурового раствора, и рассчитывается по формуле

Перевод объемной концентрации твердой фазы в массовую концентрацию производится по формуле

Определение величин, входящих в формулы ( 22, 23), рассмотрено ниже для конкретных видов буровых растворов.

Для растворов, содержащих только воду и глину, формулы ( 22, 23) значительно упрощаются ( r _Т ¹ r _гл )

Плотность р-ра, г/см 3

Более точно концентрация твердой фазы в данных растворах определяется методом выпаривания взвешенной пробы раствора и определения массы высушенной пробы.

палить 50 г бурового раствора в предварительно высушенную и взвешенную фарфоровую чашку;

взвесить чашку с раствором, поместить ее в сушильный шкаф и сушить на верхней полочке при температуре приблизительно 100 °С до постоянной массы;

Массовая концентрация твердой фазы вычисляется по формуле

Для минерализованных растворов объемная концентрация соли (С_с) определяется по таблице 2, исходя из плотности фильтрата бурового раствора. Плотность раствора и фильтрата определяется на весах-плотномере ВРП-1 или пикнометром.

Концентрация NaCl в растворах различной плотности (при 20 °С)

По таблице 1 в соответствующей строке находим, что раствор плотностью 1,095 г/см 3 содержит 5,94 % (объемн.) твердой фазы. Или, подставляя значение r _р = 1,095 г/см 3 в формулу ( 22) ( C _н = 0; С_с = 0), найдем

%.

По таблице 2 находим, что раствор плотностью 1,02 г/см 3 содержит 1 % (объемн.) соли. Подставляем все данные в формулу, получим содержание твердой фазы

%.

Для сложных систем буровых растворов, содержащих соль, нефть, глину, утяжелитель, определение концентрации твердой фазы, нефти и других компонентов производится с помощью установки ТФН-1, принцип работы которой основан на выпаривании жидкой фазы из заданного объема бурового раствора, конденсации паров и измерении объема жидкой фазы.

Основные характеристики установки ТФН-1:

объем выпариваемой пробы бурового раствора, см 3 10;

температура нагрева пробы бурового раствора, °С 450 ± 50;

продолжительность анализа, не более, мин 60;

основная приведенная погрешность определения

концентрации твердой и жидкой фаз в буровом

растворе, не более, % 4;

напряжение питания, В 220.

Определение концентрации твердой фазы в пробе бурового раствора при наличии аналитических весов ВЛР-200-Т или квадрантных весов ВЛКТ-500г/10 производится весовым методом:

определить путем взвешивания на весах массу собранного испарителя без пробы;

отвинтить нижнюю камеру испарителя, наполнить ее буровым раствором, закрыть калибровочной крышкой, свинтить с верхней камерой и снова взвесить;

соединить испаритель с конденсатором, произвести затяжку резьбовых соединений и вставить в гнездо термостата;

установить измерительный цилиндр против сливного отверстия конденсатора;

закрыть крышку кожуха и включить установку в сеть на нагрев, начало нагрева контролировать по загоранию сигнальной лампочки на передней панели;

окончанием анализа служит прекращение выпадения капель конденсата в измерительный цилиндр, после прекращения выпадения капель отключить питание электродвигателя;

открыть крышку кожуха установки, извлечь из термостата испаритель с конденсатором и установить его в подставку для охлаждения, вставить в термостат охладитель, предварительно наполненный водой;

полученные конденсатные объемы воды и нефти считываются с точностью до 0,1 см 3 по градуировочной шкале измерительного цилиндра в соответствии с положениями менисков; по окончании измерений измерительный цилиндр освободить от конденсата, высушить и подготовить для проведения следующего анализа;

после охлаждения испаритель с твердым остатком отсоединить от конденсатора и взвесить.

В том случае, если отсутствуют весы ВЛР-200-Т или ВЛКТ-500г/10, применяется объемный метод, для которого необходимо иметь весы-плотномер ВРП-1 (или пикнометр). Определение концентрации твердой и жидкой фазы производится следующим образом:

определить с помощью ВРП-1 или пикнометра плотность бурового раствора, подлежащего анализу;

наполнить нижнюю камеру испарителя буровым раствором, прикрыть калибровочной крышкой, произвести сборку испарителя с конденсатором и вставить их в термостат, включить установку на нагрев;

после окончания выпаривания, компенсации, прокаливания и прекращения отекания капель конденсата установку отключить от электропитания;

испаритель и конденсатор извлечь из термостата и произвести охлаждение;

определить с точностью до 0,1 см 3 полученные в измерительном цилиндре конденсатные объемы воды и нефти.

Если использовался весовой метод, то обработка данных производится следующим образом:

плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

плотность твердой фазы рассчитывается по формуле

объем твердой фазы рассчитывается по формуле

Объем соли в навеске раствора рассчитывается по формуле

Используя данные, полученные по формуле ( 22) или ( 23), определяют концентрацию твердой фазы.

Если использовался объемный метод, то обработка данных производится следующим образом:

плотность твердой фазы рассчитывается по формуле

масса твердой фазы рассчитывается по формуле

объем твердой фазы рассчитывается по формуле ( 29).

Используя полученные по формуле ( 22) данные, определяют концентрацию твердой фазы.

Объемная концентрация утяжелителя в растворе рассчитывается по формуле

Объемную концентрацию глины в растворе рассчитывают по формуле

определяем плотность раствора

см 3 ;

определяем объем твердой фазы

определяем плотность твердой фазы

= 4,02 г/см 3 ;

определяем объемную концентрацию твердой фазы

%;

объемную концентрацию барита в растворе

%;

определяем объемную концентрацию глины в растворе

Необходимо найти концентрацию твердой фазы и ее компонентов (барита и глины) в растворе:

см 3 ;

определяем объем твердой фазы

определяем массу твердой фазы

определяем плотность твердой фазы

г/см 3 ;

определяем объемную концентрацию твердой фазы

%;

определяем объемную концентрацию барита в растворе

%;

определяем объемную концентрацию глины в растворе

3.15. Определение концентрации коллоидных частиц в буровом растворе

В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (МС).

В среднем 1 г коллоидных частиц бентонита (размером менее 2 мкм) адсорбирует 59 см 3 МС 0,45 %-ной концентрации. Эта величина принята стандартной при сравнительной оценке активности твердой фазы буровых растворов.

Необходимые реактивы и посуда:

водный раствор МС; растворить 4,5 МС (ЧДА) в 300 мл теплой дистиллированной воды, охладить и разбавить до 1000 мл, хранить в закрытой посуде;

5 н. раствор химически чистой серной кислоты при медленном перемешивании влить 14 мл концентрированной серной кислоты в 50 мл холодной дистиллированной воды и разбавить до 100 мл;

перекись водорода 3 %-ная «аптечная»;

конические колбы вместимостью 250 мл;

цилиндры мерные на 25 и 50 мл;

шприц аптечный на 2 мл с большим размером отверстия (или пипетка с обрезанным носиком);

фильтровальная бумага средней плотности (белая лента).

отобрать шприцем или пипеткой 2 мл предварительно перемешанного бурового раствора и перенести его в чистую коническую колбу вместимостью 250 мл;

после охлаждения измерить объем, разбавить дистиллированной водой до 50 мл и титровать МС;

после каждой добавки МС раствор тщательно перемешивать короткое время (встряхиванием), затем стеклянной палочкой из колбы отобрать каплю и нанести ее на фильтровальную бумагу; при полном сорбировании МС глиной данной пробы раствора от капли будет оставаться темный круг с четко очерченной границей и прозрачная вода;

титрование ведется до тех пор, пока от капли на фильтровальной бумаге не появится голубой ореол от избытка свободной МС, после этого через 2 мин легкого встряхивания необходимо отобрать повторную каплю, если ореол не исчезнет, то следует считать, что достигнут предел поглощения и титрование закончено, если же ореол исчезнет, следует продолжать титрование добавкой по 0,5-1 мл МС.

В некоторых случаях, например, в буровых растворах большой плотности или с малым содержанием твердой фазы, когда концентрация коллоидных частиц мала, добавка МС по 1 мл может быть большой, в этом случае конец титрования можно определить только добавками части миллилитра МС, используя микробюретку.

Объемная концентрация коллоидных частиц в буровом растворе определяется по следующей формуле

Перевод объемной концентрации коллоидных частиц в массовую концентрацию производится по формуле

3.16. Определение водородного показателя

Водородный показатель рН характеризует активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе.

Для измерения водородного показателя могут быть использованы:

лабораторный рН-метр-милливольтметр рН-121.

3.16.1. Индикаторная бумага

Сухость работы с индикаторной бумагой заключается в сравнении цвета индикаторной бумаги, смоченной буровым раствором, с эталоном и определении рН бурового раствора.

3.16.2. Лабораторный рН-метр-милливольтметр рН-121

Работа прибора основана на преобразовании э.д.с. электродной системы в постоянный ток, пропорциональный измеряемой величине.

диапазон измерения величины рН, от 1 до 14,

абсолютная погрешность измерения по диапазонам:

измерению на рН-121 предшествует ряд операций, связанных с подготовкой, настройкой и проверкой прибора по буферному или контрольному раствору в соответствии с прилагаемой к нему инструкцией;

для измерения рН испытуемый раствор налить в специальный стакан и погрузить в него электроды;

отсчет величины рН произвести по шкале показывающего прибора только после того, как показания примут установившиеся значения.

3.17. Определение смазочной способности

Смазочная способность бурового раствора косвенно определяется коэффициентом трения скольжения и трения качения, временем работы установки до появления заеданий трущихся шариков при заданном контактном напряжении.

Для определения смазочной способности бурового раствора используется установка СР-1, принцип работы которой основан на определении противозадирных свойств, характеризующих смазочную способность бурового раствора.

диапазон измерения осевой нагрузки, дел. от 0 до 62,5;

диапазон измерения цемента трения, град от 0 до 330;

цена деления шкалы (условная) измерителя осевой

нагрузки, Н (кГ) 40 (4);

цена деления шкалы (уловная ) измерителя момента

трения, Н × м (Г × см) 0,002;

основная приведенная погрешность измерения осевой

основная приведенная погрешность измерения момента

произвести пуск установки и после работы в течение 10-20 с постепенно увеличивать осевую нагрузку до величины, при которой момент трения начнет резко повышаться непропорционально осевой нагрузке;

уменьшить осевую нагрузку на (150-200) Н и, поддерживая её постоянной, определить время работы до появления питтинга (зафиксировать время начала и конца эксперимента);

взвесить шарики на аналитических весах до и после эксперимента, определить потери металла, из-за абразивного износа; определить диаметры пятен контакта на шариках с помощью измерителя;

снять отсчет углов закручивания пружины измерителя, отключить электродвигатель, снять механизм трения, промыть и вытереть насухо все детали.

Осевая нагрузка G и момент трения М_тр определяются по градуировочным таблицам, которые приведены в паспорте установки.

Коэффициент трения скольжения рассчитывается по формуле

Коэффициент трения качения рассчитывается по формуле

Скорость скольжения в шариках рассчитывается по формуле

Контактное напряжение в шариках рассчитывается по формуле

3.18. Определение напряжения электропробоя

Для измерения напряжения электропробоя используется прибор ИГЭР-1.

диапазон измерения, В от 0 до 600;

скорость подъема напряжения, В/с 22 ± 3;

величина тока в момент пробоя, мА 5 ± 0,15;

температура испытуемого раствора, °С 20 ± 5;

поместить электроды в раствор так, чтобы клеммы были погружены на глубину от 25 до 50 мм;

нажать на кнопку «измерение» и держать её до момента пробоя, о чем свидетельствует вспышка сигнальной лампы «пробой»;

снять показание вольтметра;

включить тумблер «сеть», нажать на кнопку «реверс» и повернуть ручку «сброс» в направлении стрелки до упора;

окончив измерения, отключить питание, отсоединить шнур питателя электродов, извлечь электроды из раствора, промыть в бензине, протереть насухо.

3.19. Определение удельного электрического сопротивления

Для измерения используется резистивиметр ПР-1.

диапазон измерения, Ом × м от 0,03 до 50;

основная приведенная погрешность измерения, % ± 5.

перевести ручку переключателя диапазонов «Омметры» на диапазон ожидаемого сопротивления раствора или большего;

наполнить измерительный сосуд раствором, закрыть его крышкой и вставить в зажимы;

проверить напряжение питания, установив переключатель «Вид измерения» в позицию «Е», при напряжении, меньшем 7,5 В, батареи необходимо заменить;

установить ручку переключателя «Вид измерения» в позицию «К»; ручкой потенциометра «Калибровка» установить стрелку прибора на 0,7;

установить ручку переключателя «Вид измерения» в позицию «У» и ручкой регулятора тока установить стрелку прибора на 0,7;

установить ручку переключателя «Вид измерения» в позицию « r », снять показания прибора; поправка к полученному значению электропроводности находится по таблице, приведенной в инструкции к прибору;

3.20. Анализ фильтрата бурового раствора

3.20.1. Определение показателя минерализации фильтрата

Определение показателя минерализации по плотности фильтрата.

весы технико-химические до 200 г;

пикнометр стеклянный вместимостью 10-15 мл с притертой пробкой, оканчивающийся капилляром, или пикнометр стеклянный вместимостью 10-15 мл с притертой пробкой.

чистый, сухой, предварительно взвешенный пикнометр заполнить фильтратом и плотно закрыть пробкой, излишек жидкости сливается через капилляр или отбирают его с помощью пипетки;

пикнометр тщательно вытереть и взвесить с точностью до 0,01 г.

Плотность фильтрата вычисляется по формуле

Зная плотность исследуемого фильтрата, по таблице 2 определить содержание солей в фильтрате (считается на хлористый натрий).

Определение показателя фильтрации по сухому остатку.

в предварительно высушенную и взвешенную фарфоровую чашку постепенно влить отмеренное количество фильтрата (10-50 мл), чашку поместить на водяную баню и выпаривать;

после выпаривания всей жидкости дно чашки обтереть фильтровальной бумагой, поставить в сушильный шкаф и выдержать в течение 4-6 часов при температуре 105 °С;

чашку с сухим остатком выдержать в эксикаторе 45 минут и взвесить на аналитических весах, покрыв часовым стеклом.

Содержание сухого остатка рассчитывается по формуле

Примечание. 1. Результаты анализов выражают в миллиграмм-эквивалентах и в миллиграммах из 1 л фильтрата.

Для вычисления в мг-экв/л при объемных определениях число миллилитров раствора, израсходованного на титрование, умножают на нормальность этого титрованного раствора и на 1000 и делят на объем фильтрата, взятого для данного анализа. Пересчет мг-экв/л в мг/л проводят умножением числа мг-экв/л на эквивалентный вес определенного катиона или аниона.

Ниже дана таблица 3 молекулярных, эквивалентных весов и значений мг-эквивалентов различных ионов, а также множители для пересчета в мг-эквиваленты г-ионов и мг-ионов.

2. Титрованные растворы при наличии фиксаналов готовят из последних. Если фиксаналов нет, то готовят их указанными способами и устанавливают нормальность.

3.20.2. Определение кальция и магния

Для определения концентрации ионов Са ++ и Mg ++ применяют комплексометрический метод.

Комплексометрическое определение кальция основано на способности трилона Б извлекать кальций из его растворимого окрашенного комплекса с мурексидом, вследствие чего розовая окраска раствора изменяется на фиолетовую.

Молекулярные и эквивалентные веса, значения мг-эквивалентов различных ионов

Мг-эквивалент, выраженный в

Множитель для пересчета в мг-экв

кали едкое 5 н. раствор;

280 г безводного КОН или 460 г КОН × 2Н₂О растворить в воде, довести объем до 1 литра и перемешать;

комплексон Ш (трилон Б, двунатриевая соль этилендиамин-тетрауксусной кислоты, хелатон, ЭДТА и др.) 0,01 н раствор;

1,8612 г х/ч реактива растворить в 200-300 мл дистиллированной воды при небольшом нагревании, отфильтровать и после охлаждения разбавить в мерной колбе до 1 л, установить нормальность комплексона по титрованному раствору MgSO ₄ × 7 H ₂ O ;

солянокислый гидроксиламин NH 2 OHCl кристаллический.

Порядок проведения анализа:

1-2 мл фильтрата пипеткой перенести в коническую колбу вместимостью 250 мл, разбавить водой до 100 мл, добавить 5 мл 5 н. раствора КОН, 10 мг кристаллического гидроксиламина и 10-25 мг сухого индикатора мурексида, раствор при этом окрашивается в красный цвет;

титровать трилоном при энергичном перемешивании до появления устойчивой (не исчезающей в течение 3-5 минут) фиолетовой окраски, от прибавления избытка трилона окраска не должна изменяться;

в качестве свидетеля взять перетитрованную пробу;

если в качестве индикатора применяется флоурексон, то титрование вести от окраски желтого цвета с интенсивно зеленой флуоресценцией до оранжево-розового цвета.

Обработка результатов анализа.

Концентрация ионов кальция рассчитывается по формулам:

= × Э, (44)

комплексон III (трилон Б), 0,05 и 0,01 н. раствор;

буферный раствор, рН = 11;

индикатор хромоген черный, сухая смесь с KCl в соотношении 1:99.

Порядок проведения анализа:

1-2 мл фильтрата (такое же количество, как и для определения кальция) разбавить дистиллированной водой до 50-100 мл;

Концентрация ионов магния определяется по формулам:

= × Э, (46)

3.20.3. Определение хлор-иона

Определение хлор-иона производится аргентометрическим и меркуриметрическим методами.

Метод основан на взаимодействии хлор-ионов с ионами серебра в присутствии хромат-ионов.

азотнокислое серебро, 0,1 и 0,01 н. титрованный раствор;

для приготовления 0,1 н. раствора 17 г AgNO ₃ поместить в мерную колбу вместимостью 1000 мл и довести до метки дистиллированной водой; нормальность и титр раствора установить по хлористому натрию, для чего взять определенные объемы титрованного раствора NaCl и титровать приготовленным раствором AgNO ₃ с индикатором хромовокислым калием до появления неисчезающей кирпично-красной окраски;

нормальность раствора вычислить по формуле

Порядок проведения анализа:

в зависимости от результатов приближенного определения хлор-иона (качественная реакция) отобрать пипеткой (1-10) мл фильтрата бурового раствора;

добавить 50 мл дистиллированной воды;

оттитровать карбонат и гидрокарбонат ионы, как описано выше;

добавить 1 мл 10 %-ного раствора хромовокислого калия;

титровать 0,1 или 0,01 н. раствором AgNO ₃ при постоянном перемешивании до перехода желтой окраски раствора в красновато-бурую;

для определения иона хлора можно использовать также фильтрат, в котором оттитрована общая щелочность.

Концентрация хлор-иона определяется по формулам:

= × Э, (49)

Метод основан на том, что ион двухвалентной ртути образует с хлор-ионом растворимый, но малодиссоциирующий хлорид ртути.

кислота азотная, 0,05 н. раствор; готовится разведением 3,5 мл концентрированной HNO ₃ водой до 1 л; нормальность проверяют обычным титрованием;

раствор индикатора; 0,5 г дифенилкарбазона и 0,05 г бром-фенолового синего переносят в мерную колбу вместимостью 100 мл и разбавляют до метки 95 %-ным раствором этилового спирта;

Порядок проведения анализа:

отмерить в коническую колбу исследуемый фильтрат бурового раствора с таким расчетом, чтобы в нем содержалось 1-2 мг-экв Cl — ;

разбавить дистиллированной водой до 50 мл и прибавить 10 капель индикатора, состоящего из смеси бромфенолового синего и дифенилкарбазона;

нейтрализовать полученный раствор 0,05 н., раствором HNO ₃ до перехода окраски в желтый цвет, после что прибавить еще 0,5 мл 0,05 н. раствора HNO ₃ и титровать по каплям 0,1 н. раствором Hg ( NO ₃ )₂ до сине-фиолетового цвета.

Концентрация хлор-иона рассчитывается по формулам:

; (50)

= × Э, (51)

3.20.4. Определение сульфат-ионов

Определение сульфатов производится весовым и титрометрическим методами.

Этот метод основан на чрезвычайно малой растворимости сульфата бария в воде. В исследуемом фильтрате сульфат-ион осаждают хлоридом бария, в результате чего в осадок выпадает сульфат бария.

58,6 г кристаллического хлористого бария растворить в воде и довести объем водой до 1 литра; через сутки раствор профильтровать через плотный фильтр (синяя лента);

3,4 г. азотнокислого серебра растворить в дистиллированной воде и довести объем водой до 1 литра.

Порядок проведения анализа.

Прежде чем определить концентрацию сульфатов в фильтрате бурового раствора, необходимо провести предварительные качественные исследования:

в пробирке к 1 мл фильтрата добавить 1 каплю раствора соляной кислоты (1:1), 1-2 капли 5 %-ного раствора BaCl ₂ и содержимое пробирки нагреть; выпадение осадка или образование мути указывает на наличие сульфатов в пробе.

После проведения качественных испытаний приступить к количественному определению сульфат-ионов:

10-20 мл фильтрата перенести пипеткой в химический стакан;

добавить 2-3 капли индикатора метилового оранжевого или метилового красного и по каплям соляную кислоту (1:1) до появления красного окрашивания раствора;

стакан с осадком оставить стоять 2-3 часа для того, чтобы BaSO ₄ полностью выделился из пересыщенного раствора, после чего произвести проверку на полноту осаждения следующим образом: в прозрачный отстоявшийся раствор по стенке стакана прилить несколько капель осадителя, при появлении даже незначительной мути необходимо снова нагреть раствор, прилить избыток осадителя и выдерживать осадок для отстаивания в течение 3-4 часов; если осадок незначителен, то время отстаивания увеличивается до 12-24 часов, после чего приступить к фильтрованию;

фильтрование провести через двойной плотный фильтр (синяя лента) диаметром 7-9 см, предварительно смочив его кипящей дистиллированной водой;

осадок на фильтре промыть холодной дистиллированной водой до прекращения реакции на Cl — при прибавлении к пробе нескольких капель 0,02 н. раствора AgNO ₃ ;

фильтр c осадком подсушить, поместить во взвешенный фарфоровый тигель, озолить и прокалить при температуре около 800 °С в течение 25-30 минут; повторные прокаливания (15-20 минут) ведут до постоянной массы;

по массе осадка BaSO ₄ определить концентрацию сульфат-иона.

Концентрация сульфат-иона рассчитывается по формулам:

Комплексометрический объемный метод

Сущность метода заключается в осаждении сульфат-ионов определенным количеством титрованного раствора хлорида бария, избыток которого затем оттитровывается в присутствии ионов магния и индикатора хромогена черного раствором трилона Б.

барий хлористый 0,05 н. раствор;

6,11 г BaCl ₂ × 2 H ₂ O растворить в дистиллированной воде и довести объем до 1 литра; нормальность раствора установить по титрованному раствору трилона Б;

магний хлористый 0,05 н. раствор;

5,08 г MgCl ₂ × 6 H ₂ O растворить в дистиллированной воде и довести объем до 1 литра; нормальность раствора установить по титрованному раствору трилона Б;

трилон Б (комплексон III ), 0,05 н. раствор;

9,3 г трилона Б растворить в дистиллированной воде и довести объем до 1 литра; нормальность раствора устанавливают по перекристаллизованному MgSO ₄ × 7 H ₂ O ;

растворить хлористый аммоний в дистиллированной воде, добавить необходимое количество NaOH и КОН, затем влить концентрированный аммиак (25 %-ный) и смесь довести до 1 литра дистиллированной водой;

сухая индикаторная смесь хромоген черного с KCl 1:99;

соляная кислота плотностью 1,19 г/см 3 ;

аммиак 10 %-ной концентрации;

гидроксиламин солянокислый или сернокислый.

Порядок проведения анализа:

пробу фильтрата поместить в коническую колбу на 25 мл; разбавить водой до 100 мл;

подкислить соляной кислотой (плотность 1,19 г/см 3 ) до изменения окраски бумажки конго в сине-фиолетовую (рН = 3); кипятить в течение нескольких минут для удаления углекислого газа, сразу же прибавить 5-10 мл 0,05 н. раствора хлористого бария и оставить в покое для охлаждения до комнатной температуры;

нейтрализовать фильтрат аммиаком (до покраснения бумажки конго, рН = 5,2);

прилить равное с BaCl ₂ количество 0,05 н. раствора хлорида магния и, не отфильтровывая осадка, внести 5-10 мг гидроксиламина, 10-25 мг индикатора хромоген черного;

добавить 5-10 мл аммиачно-буферной смеси и титровать 0,05 н. раствором трилона Б до изменения окраски от винно-красной до сине-голубой, в конце титрования следует ввести индикатор дополнительно;

Сумма щелочно-земельных элементов, как правило, известна, так как анализ на определение Са 2+ и Mg 2+ проводится заранее.

Обработка полученных данных.

Концентрация сульфат-иона рассчитывается по формулам:

= × Э, (55)

3.20.5. Определение суммы щелочных металлов

Прямое определение ионов щелочных металлов химическими методами занимает много времени, поэтому практически удобнее определять сумму натрия и калия по разности анионов и катионов. Вычисление проводят следующим образом:

просуммировать мг-эквивалентный состав катионов (Са 2+ и Mg 2+ ) в исследуемом фильтрате;

из суммы мг-эквивалентов анионов вычесть сумму мг-эквивалентов катионов; найденная разность равна сумме щелочных металлов ( N а + + K + ) в фильтрате.

3.20.6. Определение калия

Для определения концентрации калия используются:

экспрессный седиментационный кобальтнитритный метод;

метод ускоренного определения калия.

Экспрессный седиментационный кобальтнитритный метод основан на образовании осадка кобальтгексанитрата калия при осаждении ионов калия кобальтнитритным реактивом. Количество осадка пропорционально содержанию калия, которое определяется по калибровочным кривым.

Необходимые химические реактивы и растворы:

кобальтнитритный реактив; приготавливается двумя способами:

30 г азотнокислого кобальта (ГОСТ 4528-78) растворить в 60 мл дистиллированной воды, одновременно в другом стакане 50 мл нитрита натрия растворяется в 100 мл дистиллированной воды; оба раствора сливают и прибавляют 10 мл ледяной уксусной кислоты, через сутки раствор фильтруется;

50 г хлористого кобальта растворяют при нагревании 50 мл дистиллированной воды и отдельно 150 г нитрита натрия растворяют в 500 мл воды, растворы охлаждают, сливают вместе и к полученной смеси добавляют 50 мл 50 %-ной уксусной кислоты, через сутки раствор фильтруют; кобальтнитритный реактив хранят в темном месте.

для получения осадка кобальтнитрита K [ NaCo ( NO ₂ )₆] необходимо в пробирку вместимостью (10-15) мл отмерить пипеткой 5 мл фильтрата, подкислить ледяной уксусной кислотой, добавить 5 мл кобальтнитритного реактива и (1-2) мл дистиллированной воды, должно сразу же наблюдаться выпадение осадка;

пробирку слегка встряхнуть, закрыть резиновой пробкой и поместить в центрифугу;

после 3 минут перемешивания в центрифуге измеряют линейкой высоту осадка.

Для получения калибровочной кривой по серии эталонных растворов, содержащих 5000, 10000, 20000, 30000, 50000 мг/л хлорида калия, что соответствует (0,5-5) %, необходимо:

в мерных колбах на 100 мл разбавить приготовленный раствор, содержащий 10000 мг/л 10 %-ного хлорида калия (лучше из фиксанала);

осаждение калия из эталонных растворов провести описанным выше методом; по концентрации эталонных растворов и соответствующим значениям высоты осадка строят калибровочную кривую, которая пригодна только для данной пробирки (в ней же определяется и концентрация калия в фильтрате бурового раствора).

Для получения осадка одинаковой плотности как в пробах фильтрата, так и в эталонных растворах, центрифугирование должно проводиться при постоянной скорости вращения и неизменном напряжении на клеммах электродвигателя центрифуги.

Измеренное в мм значение высоты осадка нанести на калибровочную кривую и отсчитать по ней концентрацию калия.

Метод ускоренного определения содержания калия.

Необходимое оборудование и реактивы:

конические колбы вместимостью 250 мл, водно-ледяная ванна, термометр, пористые тигли, вакуумный насос, сушильный шкаф с подогревом до 120 ° С и подставка для тигелей;

стандартный калиевый раствор; растворить 1,9068 г К Cl в воде и разбавить до 1 л;

тетрафенилборат натрия; растворить в воде 3,4 г тетрафенилбората натрия, добавить 5 мл одномольного раствора Al ( OH )₃ и разбавить до 100 мл, хорошо перемешать и профильтровать через пористый фильтр-тигель непосредственно перед употреблением;

промывочный раствор; добавить в 3 мл раствора тетрафенилбората натрия 0,5 мл уксусной кислоты и разбавить водой до 100 мл;

соляная кислота, 1 н. раствор.

Все применяемые реагенты должны быть аналитически чистыми и приготавливаться на дистиллированной воде.

Порядок проведения анализа:

25 мл исследуемого фильтрата поместить в коническую колбу вместимостью 250 мл;

довести рН раствора до 4-5 путем добавления 1 н. раствора HCl ;

раствор прокипятить, если возможно наличие аммония;

добавить к раствору 3 капли 0,2 н. раствора AlCl ₃ и поставить колбу на 20 мин в водно-ледяную баню при температуре 0 °С;

добавить 10 мл раствора тетрафенилбората натрия, предварительно охлажденного до 0 °С, перемешать раствор интенсивным встряхиванием и поставить в баню на 5 мин, после чего содержимое колбы перенести в пористый тигель; для удаления из колбы остатков осадка используется холодный промывочный раствор (не более 50 мл);

поставить тигель в сушильный шкаф с температурой 120 °С и высушить до постоянной массы.

Концентрация калия рассчитывается по формуле

3.20.7. Определение извести

Порядок проведения анализа:

отобрать шприцем 1 мл бурового раствора, перенести в стеклянный стаканчик и добавить 50 мл дистиллированной воды;

потенциометрически титровать смесь 0,02 н. раствором серной или соляной кислот до рН = 8,2, после окончания титрования электроды промыть водой;

в другой стаканчик отобрать 1 мл фильтрата, добавить 50 мл воды и провести титрование тем же титрованным раствором кислоты.

Концентрация извести в буровом растворе определяется по формуле

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. При эксплуатации приборов и установок, описанных в настоящей методике, необходимо руководствоваться «Правилами техники безопасности в нефтедобывающей промышленности», утвержденными Госгортехнадзором СССР 31.01.74 г., «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителями» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями» (ПТЭ и ПТБ), утвержденными Госгортехнадзором СССР 12.08.69 г., «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденными Госгортехнадзором СССР 25.12.73 г., а также указаниями мер безопасности, приведенными в паспортах на соответствующие приборы и установки.

4.2. К работе с приборами и установками допускаются лица, имеющие соответствующую квалификацию и прошедшие предварительное обучение и инструктаж по общим правилам техники безопасности, по правилам техники безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, и правилам технической эксплуатации и безопасности электроустановок промышленных предприятий с напряжением до 1000 в, а также изучившие инструкции и правила эксплуатации приборов и установок, описанных в настоящей методике.

4.3. Электрооборудование должно быть надежно заземлено. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом. Качество заземления проверяется в присутствии лица, ответственного за технику безопасности.

4.4. При работе с буровыми растворами и химическими реагентами следует руководствоваться действующими правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Директор ВНИИКРнефти А.И. Буланов

Зав. лабораторией информационного обеспечения

и информационных систем В.И. Демихов

Приложение 1

Рекомендации по выбору контролируемых параметров бурового раствора и средств для их измерения

1. Параметры бурового раствора, подлежащие контролю, разделяются на три группы в зависимости от условий бурения:

к первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях:

ко второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геолого-техническими условиями бурения при наличии зон возможных осложнений или при применении специальных буровых растворов (хлоркальциевых, известковых, гипсовых, калиевых, соленасыщенных, эмульсионных и др.);

к третьей группе относятся параметры, контроль которых необходим для получения дополнительной информации о свойствах буровых растворов (например, параметры при повышенных температурах и давлениях и др.).

2. Первая группа параметров включает: плотность, условную вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 минут, показатель фильтрации, толщину фильтрационной корки и водородный показатель.

4. Вторая группа включает параметры первой группы, а также показатель минерализации, концентрацию ионов кальция, магния, калия, щелочных металлов, хлора, сульфата, концентрацию извести, газа, твердой фазы, коллоидных частиц, нефти, напряжения электропробоя.

5. Для контроля параметров первой и второй групп используется самоходная контрольная лаборатория ЛГР-69 или СКЛ-1, включающая комплект лаборанта КЛР-1, прибор ИГЭР-1, установку ТФН-1, фильтр-пресс ФП-200.

6. Третья группа включает параметры первой и второй групп, а также температуру бурового раствора, показатель фильтрации при повышенной температуре, статическое напряжение сдвига при повышенной температуре, динамическое напряжение сдвига, эффективную и пластическую вязкости при нормальной и повышенной температурах, смазочную способность, напряжение сдвига глинистой корки, показатели стабильности и седиментации, удельное электрическое сопротивление.

7. Для контроля параметров бурового раствора первой, второй и третьей групп предназначена стационарная лаборатория «Раствор-1», включающая комплект лаборанта КЛР-1, ротационный вискозиметр ВСН-2, фильтр-пресс ФП-200, рН-метр, установку для определения смазочной способности бурового раствора СР-1, установку для определения напряжения сдвига глинистой корки НК-1, испытатель гидрофобных растворов ИГЭР-1, установку для определения твердой фазы и нефти ТФН-1, отстойник ОМ-2, установку для термообработки бурового раствора УТ-1.

Кроме этого, могут использоваться другие серийно выпускаемые приборы, которые приведены в настоящей методике.

8. Методика не регламентирует конкретный перечень контролируемых параметров.

Включение параметров, относящихся ко 2-й и 3-й группам, в число контролируемых должно предусматриваться проектом скважины (геолого-техническим нарядом) в каждом конкретном случае.

9. На стадии проектирования при выборе технических средств измерения параметров бурового раствора целесообразно определять допустимую погрешность измерения.

Под допустимой погрешностью измерений понимается ее случайная составляющая, так как систематическая составляющая обычно учитывается в результате измерений.

Для определения допустимой погрешности измерений D используется приведенная ниже таблица, составленная для нормальных законов распределений контролируемых величин и погрешностей измерительных средств.

Зависимость допустимых погрешностей измерений от соотношений величин допустимых отклонений и среднеквадратичных отклонений параметров

Источник