Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow РД 39-2-645-81 Методика контроля параметров буровых растворов  
20.07.2018
    
РД 39-2-645-81 Методика контроля параметров буровых растворов

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

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

УТВЕРЖДЕНО

Первым зам. министра

нефтяной промышленности

В. И. Игревским

12.05.81 г.

Руководящий документ

МЕТОДИКА
КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

РД 39-2-645-81

1981

АННОТАЦИЯ

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.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика контроля параметров
буровых растворов

РД 39 -2-645-81

Вводится впервые

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 забоя;

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

Плотность бурового раствораr, г/см3 - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая - раствор без газовой фазы.

Для измерения плотности могут быть использованы:

весы рычажные - плотномер;

ареометр;

пикнометр.

3.1.1. Весы рычажные - плотномер ВРП-1

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

Основные характеристики:

диапазон измерения платности бурового раствора:

по верхней шкале, г/см3                 от 0,8 до 1,6;

по нижней шкале, г/см3                 от 1,6 до 2,6;

погрешность измерения, г/см3      ±0,01.

Порядок работы:

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.

Весы рычажные - плотномер ВРП-1

1 - мерный стакан; 2 - крышка; 3 - подушка; 4, 5 - призмы; 6 - рычаг; 7 - подающий груз

Рис. 1

В начале каждой смени, а также по мере надобности, прибор необходимо калибровать чистой пресной (дистиллированной) водой при температуре (20±5) °С. При этом показания прибора должны быть равны 1 г/см3.

3.1.2. Ареометр АГ-ЗПП

Основные характеристики:

диапазон измерения при надетом калибровочном грузе, г/см3          от 0,9 до 1,7;

диапазон измерения без калибровочного груза, г/см3                         от 1,6 до 2,4;

погрешность измерения, г/см3                                                                ±0,02;

объем пробы раствора, см3                                                                     78,5±1.

Порядок работы:

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.

Ареометр АГ-ЗПП

1 - объемный грузик; 2 - мерный стакан; 3 - поплавок; 4 - стержень; 5 - ведерко для воды; 6 - основная шкала; 7 - крышка ведерка

Рис. 2

Плотность бурового раствора в случае применения минерализованной воды вычисляется по формуле

r = rосн + Dr,                                                                (1)

где r - плотность бурового раствора, г/см3;

rосн - отсчет плотности, сделанный по основной шкале, г/см3;

Dr -  алгебраическая величина поправки (отсчет плотности, сделанный по поправочной шкале), г/см3.

3.1.3. Пикнометр

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.

Порядок работы:

взвесить сухой чистый пикнометр;

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

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

,                                                              (2)

где r - плотность бурового раствора, г/см3;

P2 - масса пикнометра, заполненного буровым раствором, г;

P1 - масса пустого пикнометра, г;

Vn - вместимость пикнометра, см3.

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

,                                                            (3)

где Vn - - вместимость пикнометра, см3;

P¢2 - масса пикнометра с дистиллированной водой, г;

P1 - масса пустого пикнометра, г;

rв - плотность дистиллированной воды, г/см3.

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

,                                                           (4)

где rист - истинная плотность, г/см3;

r - кажущаяся плотность, г/см3;

Vг - объем газов, % (определяется согласно п. 3.12).

3.2. Определение условной вязкости

Условная вязкость УВ, с - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.

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

Основные характеристики:

постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3 воды

при температуре (20 ± 5) °C, с                                                                                      15;

погрешность постоянной вискозиметра, с                                                                                                                                               ±0,5;

вместимость воронки вискозиметра, см3                                                                    700;

вместимость мерной кружки, см3                                                                                 500.

Порядок работы:

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.

В начале каждой смены, а также по мере надобности необходимо производить проверку водного числа вискозиметра. Время истечения 500 см3 чистой пресной (дистиллированной) воды при температуре (20±5) °С должно быть равным 15 с. Если значение будет больше 15 с, то трубку вискозиметра надо прочистить, если меньше - вискозиметр следует заменить.

3.3. Определение статического напряжения сдвига при нормальной температуре

Статическое напряжение сдвига (СНС) q, Па - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящемся буровом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.

Для измерения СНС могут быть использованы:

прибор СНС-3 (рис. 3);

ротационный вискозиметр ВСН-3 (рис. 4).

Прибор СНС-2

1 - плита-основание; 2 - внешний цилиндр; 3 - кронштейн; 4 - диск со шкалой; 5 -трубка; 6 - упругая нить; 7 - подвеска; 8 - стойка; 9 - подвесной цилиндр; 10 - вращающийся столик; 11 - установочный винт; 12 - электродвигатель

Рис. 3

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.

3.3.1. Прибор СНС-2

Основные характеристики:

пределы измерений, Па (мГ/см2):

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;

частота вращения внешнего цилиндра, мин-1 (об/мин)                        0,2 (0,2);

питание электродвигателя от сети переменного тока напряжением, В    220.

Порядок работы:

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:

q1,10 = А×j1,10,                                                        (5)

где q1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 мин и через 10 мин, Па (мГ/см2);

А - коэффициент прибора, на котором проводятся измерения (дается в паспорте прибора);

j1,10 - угол закручивания, измеренный после 1 мин и 10 мин покоя, град.

3.3.2. Ротационный вискозиметр ВСН-3

Основные характеристики:

диапазон измерения статического напряжения сдвига, Па (мГ/см2):

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

элемента, град                                                                           ±0,5;

пределы термостатирования, °С                                              от 20 до 60;

напряжение питания, В                                                            220.

Порядок работы:

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

включить тумблер «сеть»;

перемешать исследуемый раствор при частоте вращения 600 мин-1 в течение 1 мин;

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.

Прибор ВСН-3

1 - телескопический столик; 2 - стакан; 3 - наружный цилиндр (ротор); 4 - внутренний цилиндр; 5 - смотровое стекло; 6 - шкала; 7 - пружина; 8 - двигатели (ДСД-2, ДСГ-1); 9 - корпус; 10 - выключатель; 11 - переключатель скоростей

Рис. 4

Определение статического напряжения сдвига производится по формуле

q1,10 = k×j1,10,                                                         (6)

где q1,10 - статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, Па (мГ/см2);

k   - константа, равная величине статического напряжения сдвига, соответствующего углу закручивания пружины на 1° (указана в паспорте на прибор);

j1,10 - угол поворота измерительного элемента, град.

3.4. Определение статического напряжения сдвига при повышенной температуре

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

Принципиальная схема ВСН-2М

1 - змеевик; 2 - внутренний измерительный элемент; 3 - наружный измерительный стакан; 4 - нагревательный элемент; 5 - контейнер; 6 - автоклав; 7 - шпиндель; 8 - шкала; 9 - упругая нить; 10 - манометр; 11 - магнитная муфта; 12 - тахогенератор

Рис. 5

Основные характеристики:

диапазон измерения эффективной вязкости,

Па×с (сП)                                                                          (от 1 до 1000) 10-3 (от 1 до 1000)

основная приведенная погрешность измерения, %    ±5;

избыточное давление на испытуемый буровой

раствор, МПа (кГ/см2)                                                    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;

частота вращения наружного стакана, мин-1

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

максимальный угол поворота измерительного

элемента, град                                                                 300;

цена деления шкалы измерительного элемента,

град                                                                                  2;

напряжение питания, В                                                 220.

Порядок работы:

заполнить контейнер 5 исследуемым раствором в количестве 100 см3 и подсоединить к автоклаву 6;

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

включить прибор и перемешать испытуемый раствор с частотой вращения наружного стакана, равной 600 мин-1 в течение 1 мин;

выключить перемешивание;

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

Динамическое напряжение сдвига, tо, Па - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.

Эффективная вязкость h¢, Па×с - величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига.

Пластическая вязкость h, Па×с - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.

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

Основные характеристики:

диапазон измерения эффективной вязкости при 200 мин-1 (200 об/мин) гильзы, Па×с (сП):

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

цилиндра, мин-1 (об/мин)                                            0,2; 200; 300; 400; 600

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

основная приведенная погрешность измерения

эффективной вязкости, %                                           5.

Остальные характеристики приведены в п. 3.3.2.

Порядок работы:

перемешать буровой раствор при частоте вращения наружного цилиндра 600 мин-1, затем снять устойчивые показания углов закручивания по шкале прибора при 600, 400, 300, 200 мин-1;

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.

По значение двух точек (n1, j1) и (n2, j2), взятых на прямолинейном участке кривой, определяют эффективную и пластическую вязкости и динамическое напряжение сдвига по формулам:

;                                                                   (7)

;                                                             (8)

,                                                   (9)

Кривая зависимости j от n

Рис. 6

где h¢ - эффективная вязкость Па×с (сП);

А, В - константы (приводятся в паспорте на прибор);

h - пластическая вязкость, Па×с (сП);

j2 - угол поворота шкалы, измеренный при большей частоте вращения цилиндра n2, град;

j1 - угол поворота шкалы, измеренный при меньшей частоте вращения цилиндра n1, град;

tо - динамическое напряжение сдвига, Па (мГ/см2);

j - угол поворота шкалы при частоте вращения цилиндра 600 мин-1, град.

Упрощенная методика работы с прибором:

используется лишь две частоты вращения цилиндра 600 и 300 мин-1 или 400 и 200 мин-1 для получения значений j1, n1 и j2, n2;

расчет пластической вязкости nпл и динамического напряжения сдвига tо производится по следующим формулам:

а) для пружины № 1

при использовании частоты вращения 600 и 300 мин-1

h = 0,5(j2 - j1),                                                              (10)

tо = 1,5(j1 - h);                                                              (11)

при использовании частоты вращения 400 и 200 мин-1

h = 0,75(j2 - j1),                                                            (12)

tо = 1,5j1 - 2h;                                                               (13)

б) для пружины № 2

при использовании частоты вращения 600 и 300 мин-1

h = j2 - j1,                                                                     (14)

tо = 3(j1 - h);                                                                 (15)

при использовании частоты вращения 400 и 200 мин-1

h = 1, 5(j2 - j1),                                                             (16)

tо = 3j1 - 2h;                                                                  (17)



Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: