приборы для измерения параметров бурового раствора

Приборы контроля бурового раствора

Приборы контроля – важный, обязательный и необходимый элемент производственной деятельности предприятия, они выполняют важные функции для обеспечения нормальной деятельности (прибор для определения водоотдачи, прибор для определения густоты раствора, определитель статического напряжения сдвига и др.). Таким образом, приборы контроля используются для систематической проверки состояния предметов и материалов производственного назначения.

Современная промышленность полностью опирается на показатели приборов контроля, так как это позволяет повысить уровень изнашиваемости оборудования, оборотности и как следствие – повышение уровня производительности, рентабельности и платежеспособности предприятия. Приборы контроля значительно уменьшают затраты предприятия на ремонт и нормативный брак, а в отдельных случаях гарантируют соблюдение норм охраны труда и даже сохранности жизни персонала на предприятии.

На сегодняшний день приборы контроля используются практически на всех крупных и средних предприятиях, набирая всё более масштабные обороты и играя всё более незаменимую роль в производстве. Совершенно очевидно, что современные приборы контроля становятся объективно необходимым и обязательным условием продуктивного процесса, определяя сохранность оборудования и материалов, обеспечивая их нормальное функциональное назначение, являясь эффективной статьёй экономии и увеличения совокупную прибыльность предприятия.

Подобные посты

Бурение скважин шнеком

Шнековое бурение – это один из нескольких способов получения скважины. Эта методика довольно проста: посредством шнека в грунте делают дыру, шнек выполняет вращательные движения и спускается вглубь до грунтовых вод. Отработанный грунт посредством шнека подымается вверх. Бурение можно осуществлять на мягкой почве. Преимущества Как любой способ получения скважин, данная технология имеет свои как положительные, так […]

Скважина на даче

Для дачного дома существует немного способов обеспечить наличие воды на участке, вот основные: центральное водоснабжение колодец скважина Центральное водоснабжение. Обычно подразумевает под собой завышенные цены, негарантированную подачу воды, старые трубы и как следствие загрязненная вода. В условиях загородного дома мало кто выбирает этот вариант. Колодец. Устаревший, но рабочий способ получить воду. Из явных минусов стоит […]

Что такое статический уровень воды в скважине!?

Сегодня мы рассмотрим один из базовых параметров вашей будущей скважины — статический уровень воды. И постараемся объяснить это понятие простыми словами.

Источник

Приборы для определения характеристик растворов

Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при помощи пикнометров и весов рычажных – плотномеров, а на буровой – специальными ареометрами (АГ-3ПП).

Ареометр состоит из мерного стакана, поплавка со стержнем и съемного грузика. На стержне имеется две шкалы: основная, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром ВП. Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора.

Показатель фильтрации (водоотдача) бурового раствора. В промысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации.

В связи с возрастанием глубин бурения появилась необходимость определять показатель фильтрации при высоких температурах. Для этого используется фильтр-пресс ФП-200, который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации (определяют в лабораторных условиях).

Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют с помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.

В условиях стационарной лаборатории промывочных жидкостей для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Толщину корки измеряют в шести точках во взаимно перпендикулярных направлениях, после чего определяют среднее значение в миллиметрах.

Статическое напряжение сдвига (СНС). Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2, основанным на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Для определения СНС применяется и полевой вискозиметр фирмы “FANN”

Порядок работы на трехскоростном полевом вискозиметре:

1. Поместите образец бурового раствора в подходящий сосуд.

2. Погрузите ротор в буровой раствор точно до нанесенной отметки, регулируя глубину погружения платформой.

3. После погружения корпуса ротора: до отметки надежно зафиксируйте платформу винтом.

4. Убедитесь, что вискозиметр подключен к электросети. Подайте напряжение на вискозиметр, переведя переключатель на задней панели вискозиметра в положение «on».

5. Установите переключатель скорости в положение 600 об/мин.

6. Подождите несколько секунд пока показатели на шкале не достигнут постоянного значения и запишите их, как показания при 600 об/мин.

7. Установите переключатель скорости в положение 300 об/мин.

8. Подождите несколько секунд пока показатели на шкале не достигнут постоянного значения и запишите их, как показания при 300 об/мин.

9. Установите переключатель скорости в положение 600 об/мин и перемешивайте буровой раствор в течение нескольких секунд.

10. Затем переведите переключатель скорости в положение «GEL» и отключите электропитание.

11. После остановки ротора выждите 10 секунд.

12. Через 10 секунд включите вискозиметр, одновременно наблюдая за шкалой.

13. Запишите максимальное отклонение стрелки перед разрушением геля, как значение СНС через 10 секунд.

14. Установите переключатель скорости в положение 600об/мин иперемешивайте буровой раствор в течение нескольких секунд.

15. Затем переведите переключатель скорости в положение «GEL» и отключите электропитание.

16. После остановки ротора выждите 10 минут.

17. Через 10 минут включите вискозиметр, одновременно наблюдая за шкалой.

18. Запишите максимальное отклонение стрелки перед разрушением геля, как значение СНС через 10 минут.

Содержание песка (концентрация посторонних твердых примесей). Для определения содержания песка применяют отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) и стеклянный (мензурка Лысенко).

Металлический отстойник ОМ-2 представляет собой цилиндрический сосуд, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды. На горловину сосуда надевается крышка, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (50мл)

Показатель седиментации глинистого раствора находится по формуле

где S – показатель седиментации, %

Концентрация водородных ионов (водородный показатель).Величина рН характеризует щелочность буровых растворов. При рН > 7 жидкости щелочные, при рН

Концентрация газа. При бурении важно знать наличие в растворе воздуха или нефтяного газа. Содержание газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ–1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления. Прибор ВГ-1М разработан на основе прибора ВМ-6. Отличие состоит в том, что плунжер у ВГ-1М несколько длиннее и он снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя – содержания газа. Концентрацию газа (в %) вычисляют по формуле

где – 250-суммарный объем глинистого раствора с газом, см 3 ;

V_ж— объем глинистого раствора после удаления газа, см 3 ;

2-множитель для получения результата в процентах.

Остальные параметры глинистого раствора определяют в стационарных лабораторных условиях.

Источник

Методы измерений параметров буровых растворов.

Цель: научиться оперативно и правильно определять параметры буровых растворов самостоятельно.

Свойства буровых растворов – это те характерные его качества, которые определяют способность растворов выполнять основные технологические функции, например, охлаждение породоразрушающего инструмента, вынос шлама.

Параметры буровых растворов – это количественные характеристики буровых растворов, имеющие размерность, которые являются мерой, характеризующей качество данного бурового раствора.

Устройство приборов для измерения параметров буровых растворов.

Комплект для замера плотности АБР-1

В состав комплекта АБР-1 входит металлический футляр в виде ведёрка 9 с крышкой, служащей пробоотборником для раствора и, собственно, ареометр АГ-3ПП, который состоит из:

1 – съёмный калибровочный груз;

3 – компенсационный груз;

9 – ведёрко с крышкой;

10 – измерительные шкалы;

Комплект для измерения вязкости ВБР-1

Комплект ВБР-1 состоит из:

1 – вискозиметр ВП-5;

Правильность показаний вискозиметра проверяется на чистой пресной воде при комнатной температуре. При исправном вискозиметре условная вязкость воды Т=15с (водное число вискозиметра).

Прибор для измерения показателя фильтрации и толщины

фильтрационной корки ВМ-6

Прибор ВМ-6 состоит из:

1 – каналы для сброса фильтрата;

2 – резиновая прокладка, герметизиру-

ющая соединение основания и фильтра-

пластмассовую чашку с резьбой для со-

единения с фильтрационным стаканом;

4 – отверстие под пробку;

5 – испытуемая промывочная жидкость

6 – фильтрационный стакан;

Показатель фильтрации измеряют в см 3 за 30 мин при перепаде давления на стандартном фильтре в 0,1 МПа. Фильтрационная корка измеряется металлической линейкой в мм.

На поверхность основания укладывается фильтрационная бумага, на которой размещается резиновая прокладка, герметизирующая соединение основания и фильтрационного стакана.

Для измерения показателя фильтрации в фильтрационный стакан, соединённый с основанием и размещённым в нём фильтром, заливается 120 см 3 промывочной жидкости. На стакан навинчивается напорный цилиндр и заливается масло. Затем в цилиндр вставляется плунжер с грузом-шкалой. Ноль шкалы совмещают с риской на напорном цилиндре в результате дренажа масла через отверстие при слегка отвёрнутой игле. Включается секундомер и в основании открывается пробка для прохода воды. Время измерения 30 мин. В процессе измерения груз-шкала через плунжер и масло создаёт избыточное давление в 0,1 МПа на раствор в фильтрационном стакане. Под действием избыточного давления вода отфильтровывается из раствора через фильтровальную бумагу, на которой образуется фильтрационная корка. Шкала прибора позволяет определять показатель фильтрации до 40 см 3 (объём жидкой фазы раствора).

Для нормальных глинистых растворов считается допустимым показатель фильтрации в пределах 10-12 см 3 за 30 мин при толщине глинистой корки в 1,0-1,5 мм.

Прибор для измерения статического напряжения сдвига СНС-2

Прибор СНС-2 состоит из:

3 – трубка, соединённая с

9 – установочные виты;

11 – станина прибора;

Перед измерением станину прибора с помощью установочных винтов приводят в горизонтальное положение. Затем поворотом конуса совмещаются ноль лимба с указателем, после чего конус фиксируется лёгким нажатием сверху.

В зазор между цилиндром и стаканом заливается исследуемая жидкость до тех пор, пока её уровень не совпадёт с верхним основанием цилиндра. Испытуемую жидкость хорошо перемешивают путём вращения внутреннего цилиндра, после чего нуль лимба совмещают с указателем, включают секундомер и жидкость оставляют в покое до образования структуры. Жидкость выдерживают в покое после установки внутреннего цилиндра в течение 1 и 10 минут и затем определяют соответствующие значения статического напряжения сдвига θ₁ и θ₁₀.

При включении электромотора вращение стакана через структуру раствора передаётся внутреннему цилиндру, который закручивает упругую нить. Закручивание нити с цилиндром вследствие пластической деформации раствора постепенно снижается. В момент, когда сила сопротивления нити при закручивании станет равной силе сопротивления трения между раствором и поверхностью цилиндра, структура раствора разрушается, и цилиндр останавливается. Угол закручивания нити (φ) определяют по лимбу прибора с помощью указателя, закреплённого на штативе. Затем раствор в стакане вновь перемешивают и производят аналогичное измерение угла закручивания φ через 10 минут выдержки раствора в покое.

Статическое напряжение для нормальных глинистых растворов находится в пределах θ₁=1,5÷2 Па, θ₁₀=2,5÷4 Па.

Прибор для определения абразивных частиц в растворе ОМ-2

Прибор ОМ-2 состоит из:

1 – крышка-колпак объёмом 50 см 3 ;

4– стеклянная измерительная пробирка;

Для определения содержания песка в прибор сначала заливают 500 см 3 воды, затем с помощью крышки-колпака отливают 50 см 3 воды и заливают столько же глинистого раствора. Объём жидкости 500 см 3 в приборе соответствует положению уровня у отверстия в боковой поверхности. Надев крышку и закрыв отверстие пальцем, отстойник несколько раз переворачивают и встряхивают, после чего устанавливают в вертикальное положение и оставляют в покое на 1-2 минуты. За это время из раствора оседают частицы песка (шлама) или нерастворившиеся частицы глины.

По делениям на шкале пробирки определяют объём осевших частиц V₀ (в см 3 ) и полученный результат умножают на два, получают содержание песка.

Приборы для определения стабильности раствора ЦС-2 и АГ-3ПП

Прибор ЦС-2 состоит из:

2 – цилиндр стабильности;

3 – ручка с отверстием.

Прибор для определения реологических параметров ВСН-3

Реологические параметры характеризуются пластической (µ_п) и эффективной (кажущейся) вязкостью (µ_э), а также динамическим напряжением сдвига (τ₀). Эти параметры определяются расчётным путём с использованием результатов измерений, полученных на вискозиметре сдвиговых напряжений ВСН-3.

Прибор ВСН-3 состоит из:

1 – двухскоростной редуктор;

2 – синхронный электродвигатель;

3 – переключатель редуктора;

4 – синхронный электродвигатель;

5 – шестерёнка обгонной муфты;

6 – трансмиссионный вал;

7 – измерительная шкала;

8 – шкала крутильной головки;

10 – крутильная головка;

11 – гильза (наружный вращающий-

13 – стакан с буровым раствором;

14 – телескопический стол;

Для проведения измерений испытуемый раствор заливается в стакан до риски на внутренней его поверхности. С помощью телескопического стола этот стакан фиксируется в верхнем положении. При этом промывочная жидкость находится в зазоре между гильзой и цилиндром. При вращении гильзы крутящий момент передаётся жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоёв жидкости в зазоре уменьшается по направлению от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями возникают касательные напряжения сдвига, и, чем они больше, тем выше касательные напряжения в жидкости и крутящий момент, передающийся измерительному цилиндру. Об этом свидетельствует увеличение угла поворота этого цилиндра.

Используя различные скорости вращения наружного цилиндра, измеряют угол поворота измерительного цилиндра по шкале, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости.

Практическая работа №8.

Величина статического напряжения сдвига соответствующая углу закручивания нити на .

Цель: Градуировка нити прибора СНС-2.

,Па

Где: -момент инерции подвесной системы, кг∙м∙с 2

— высота подвесного цилиндра, м

Где: — крутящий момент градуировочного кольца

, Па/град.

; ;

;

Источник

Приборы контроля измерения параметров бурового или цементного раствора

Приборы контроля измерения параметров бурового

или цементного раствора

Каждый прибор, выпускаемый ООО «НПП «КОРУНД», подлежат обязательным проверкам в различных условиях. Также на предприятии функционируют установки, позволяющие осуществлять градуировку и поверку приборов любого типа.

Все изделия соответствуют требованиям Российского Законодательства и Стандартов.

Предприятие гарантирует качество выпускаемого оборудования, минимальный срок изготовления, надежность партнерства.

Цены указаны на 12.01.2012г.

— предназначен для определения вязкости буровых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин и любых скважин другого назначения.

— предназначен для измерения плотности буровых или любых других растворов, а также жидкостей и пульп нейтральных к полиэтилену.

Цилиндр стабильности ЦС-2

— предназначен для определения показателя стабильности бурового раствора.

— предназначен для определения плотности цементного раствора.

— предназначен для определения коэффициента набухания глины.

— предназначен для определения процентного содержания песка в пробе глинистого раствора.

— предназначен для определения водоотдачи глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. При измерении водоотдачи раствора одновременно определяет толщину образующейся на фильтре глинистой корки.

Конус растекаемости КР-1

— предназначен для определения растекаемости цементного камня раствора.

КТК-2.01 ручной вариант

— предназначен для определения коэффициента трения фильтрационной корки буровой промывочной жидкости в условиях промысловых лабораторий и на буровых с целью выявления эффективности смазочных добавок и оперативного вмешательства в технологический процесс бурения в осложненных условиях.

КТК-2.02 электрический вариант

— предназначен для определения поверхностного натяжения растворов ПАВ методом определения объема капель, выдавливаемых на границах: раствор – ПАВ – антиполярная жидкость или раствор ПАВ – воздух.

— предназначен для определения нормальной густоты, сроков схватывания и определения толщины корки цементного теста.

— предназначен для измерения статического напряжения сдвига глинистых растворов и применяется в нефтяной и газовой промышленности.

Лаборатория ЛБР-3 (ЛГР-3)

— предназначена для контроля параметров бурового раствора, а также может применяться для определения плотности тампонажного раствора.

Вискозиметр ZM-1001 (аналог ВСН-3)

— предназначен для определения вязкости ньютоновских и псевдо пластических жидкостей.

Консистометр ZM-1002М (аналог КЦ-5)

— предназначен для определения времени загустевания (консистенции) тампонажных растворов, применяемых при цементировании нефтяных и газовых скважин с динамической температурой на забое до 95 0С.

— предназначен для определения основных параметров, характеризующих качество тампонажных растворов, применяемых при цементировании нефтяных и газовых скважин, в условиях, имитирующих скважинные по температуре (до 220 оС) и давлению (до 100 МПа).

— предназначена для определения смазывающей способности буровых растворов посредством измерения коэффициента трения между трущимися поверхностями, помещёнными в буровой раствор.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Параметры буровых растворов и методы их измерения

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение.

Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.

Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов.

Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:

Свойства бурового раствора регулируют:

физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);

физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).

Таким образом, чтобы буровые растворы в процессе бурения скважины выполняли требуемые функции, необходимо выбирать основные материалы для их приготовления, специально обрабатывать с помощью химических реагентов, вводить вещества, предназначенные для регулирования их свойств, и т. д.

Условия бурения скважин (глубина, диаметр, температура, порядок расположения и свойства разбуриваемых пород) весьма различны не только для разных месторождений, но и для отдельных участков одного месторождения. Поэтому буровые растворы также должны обладать различными свойствами не только на разных участках бурения, но и по мере углубления данной скважины.

Чем лучше способность бурового раствора выполнять в данной скважине определенные функции, тем выше ее качество. Однако самый высококачественный для данной скважины буровой раствор для другой скважины в других условия бурения может оказаться не только низкокачественным, но и непригодным. Это обстоятельство объясняет необходимость определения параметров бурового раствора на этапе проектирования.

В процессе бурении на буровой раствор влияет выбуренная порода: частично путем распускания в жидкости, частично путем химического воздействия.

Буровой раствор могут разбавлять пластовые воды.

На нее воздействует высокая пластовая температура.

В процессе всех этих воздействий в буровом растворе происходят сложные физико-химические процессы, изменяющие ее свойства. В связи с этим необходимо контролировать способность раствора осуществлять необходимые функции путем измерения ее параметров в процессе бурения скважины и при необходимости восстанавливать их соответствующими способами.

Требования к методам измерения свойств буровых растворов:

1. Измеряемые параметры должны быть общепринятыми, обязательными для всех организаций и предприятий бурения, иначе невозможно создать рекомендации по регулированию параметров в разных районах.

2. Методы измерения параметров долины быть едиными, в противном случае невозможно сравнивать характеристики буровых растворов, используемых в различных районах.

3. Методы измерения должны быть доступными для применения непосредственно у бурящихся скважин, так как может быть нарушена оперативность регулирования их, а следовательно, и технология бурения.

4. Принятые методы должны быть оперативными: продолжительность измерения параметров должна быть меньшей, чем время, в течение которого может измениться состояние бурящейся скважины, иначе в скважине могут возникнуть осложнения раньше, чем будет отмечено несоответствие параметров требованиям.

5. В принятых методах необходимо предусматривать такие способы отбора проб циркулирующего раствора и такие способы измерения, которые обеспечат получение характеристик, соответствующих характеристикам жидкости, циркулирующей в скважине и осуществляющей необходимые функции; наиболее правильно измерять их при тех же температуре и давлении, которые соответствуют данной глубине скважины; строгое соответствие осуществить практически невозможно, поэтому процессы измерения параметров, отображающих отдельные функции или группы функций бурового раствора, условно моделируют поведение бурового раствора в скважине. Чем ближе эти модели к оригиналу, т. е. К условиям, в которых находится раствор в скважине, тем правильнее характеризуются его свойства.

Источник