Водные растворы электролитов (солей). Назначение, составы и основная область применения.

Водные растворы солей (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl₂) могут применяться в качестве очистных агентов в следующих случаях:

ü при бурении в многолетнемерзлых породах (ММП);

ü при бурении в отложениях солей;

ü для глушения скважин при капитальном ремонте (в качестве жидкости глушения);

ü в качестве буферной жидкости при тампонировании скважин.

При бурении скважин в ММП (распространены более чем на половине территории России, мощность их доходит до нескольких сотен метров, температура достигает - 13 ºС, обычно - 5…6 ºС) применяются водные растворы NaCl, реже CaCl₂.

Концентрация соли в растворе выбирается в соответствии с температурой ММП.

Незамерзающие водные растворы солей обладают такими же свойствами, как и техническая вода, но в отличие от воды имеют более высокую плотность и повышенное коррозионное воздействие на металл.

Они не пригодны для бурения в мерзлых породах, сцементированных льдом, так как вызывают его таяние.

Водные растворы солей рационально применять только при бурении плотных, устойчивых, «сухих» мерзлых пород.

При проходке мощных пластов солей во избежание образования каверн применяют насыщенные растворы этих солей:

ü при проходке галита (NaCl) - раствор NaCl;

ü при проходке сильвина (KСl) - раствор KCl;

ü при проходке бишофита (MgCl₂×6H₂O) - раствор MgCl₂;

ü при проходке карналлита (КMgCl₃×6H₂O) - раствор (КСl + MgCl₂).

С повышением температуры растворимость солей увеличивается. Поэтому в глубоких скважинах циркулирующая жидкость в призабойной части способна растворять соль, а в верхней части скважины, где её температура понижается, - выделять соль в виде кристаллов (рекристаллизация).

Таким образом, водные растворы солей могут использоваться при проходке пластов солей, залегающих лишь в верхних интервалах скважин.

 

Сущность адсорбционно - сольватного и структурно - механического факторов, определяющих агрегативную устойчивость дисперсных систем.

Содержание газа. Пути поступления газа в БР. Определение содержания газа прибором ПГР - 1 и методом разбавления.

Газообразные примеси. Буровой раствор может загрязняться газом при разбуривании газосодержащих пластов, в результате негерметичности всасывающей и нагнетательной линий буровых насосов, а также обработки бурового раствора реагентами, вызывающими его вспенивание.

Насыщение бурового раствора газом (аэрация) приводит к снижению его плотности и повышению вязкости со всеми вытекающими в связи с этим возможными осложнениями, в частности, флюидопроявлениями и нарушениями устойчивости стенок скважин.

Кроме этого, с увеличением концентрации газа в буровом растворе ухудшается и работа буровых насосов.

Определение содержания газа прибором ПГР – 1:

Принцип действия прибора основан на свойстве газов сжиматься под действием избыточного давления. Определяется процент содержания газа в промывочной жидкости.

Основные характеристики:

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/см2) 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

Определение содержания газа методом разбавления:

Метод основан на уменьшении объема промывочной жидкости в результате удаления из нее газа при разбавлении пробы раствора водой.

В мерный цилиндр с притертой пробкой налить 50 см³ бурового раствора, отмеренного мензуркой; отмерить 200 см³ 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.

Г=(250-Vж)·2, %

Vж – объем жидкости в цилиндре после удаления газа, см³, 250 – суммарный объем жидкости и газа см³, 2 – множитель для получения результата в процентах.