ку неможливо порівнювати характеристики бурових розчинів, що використовуються в різних районах.
. Методи вимірювання повинні бути доступними для застосування безпосередньо у буря свердловин, так як може бути порушена оперативність регулювання їх, а отже, і технологія буріння.
. Прийняті методи повинні бути оперативними: тривалість вимірювання параметрів повинна бути меншою, ніж час, протягом якого може змінитися стан буря свердловини, інакше в свердловині можуть виникнути ускладнення раніше, ніж буде відзначено невідповідність параметрів вимогам.
. У прийнятих методах необхідно передбачати такі способи відбору проб циркулюючого розчину і такі способи вимірювання, які забезпечать отримання характеристик, відповідних характеристикам рідини, що циркулює в свердловині і здійснює необхідні функції; найбільш правильно вимірювати їх при тих же температурі і тиску, які відповідають даній глибині свердловини; суворе відповідність здійснити практично неможливо, тому процеси вимірювання параметрів, що відображають окремі функції або групи функцій бурового розчину, умовно моделюють поведінку бурового розчину в свердловині. Чим ближче ці моделі до оригіналу, тобто До умов, в яких знаходиться розчин в свердловині, тим правильніше характеризуються його властивості.
6. ВІДБІР ПРОБИ БУРОВОГО РОЗЧИНУ І ПІДГОТОВКА ЇЇ ДО ВИМІРЮВАННЯ
Щоб властивості проби бурового розчину відповідали властивостям циркулюючої рідини і зберігається в ємності або земляному коморі, необхідно уточнювати місце відбору проби, її обсяг і час між відбором проби та її аналізом. Коли потрібні відомості про рідини, що циркулює в свердловині, пробу слід відбирати поблизу місця її виходу зі свердловини (гирла) до того, як вона пройшла очисні пристрої, дегазатори. Пробу необхідно відбирати тільки під час циркуляції. p align="justify"> Для отримання характеристик рідини, закачиваемой в свердловину, пробу відбирають наприкінці жолобів, за якими вона подається до прийомів насосів. При необхідності характеризувати неоднорідність циркулюючого бурового розчину, що містить відрізняються від всієї рідини так звані В«пачкиВ», проби відбирають на гирлі свердловини з цих В«пачокВ». Якщо аналіз виробляють безпосередньо біля бурової, пробу відбирають у кількості, необхідній для одного аналізу. Якщо пробу відбирають для аналізу в лабораторії, віддаленій від бурової, обсяг її становить 3 - 5 л. Для отримання цього обсягу через кожні 5 - 15 хв відбирають по 0,5 л рідини і зливають в одну посуд, наприклад відро, пропускаючи її при цьому через сітку від віскозиметра. p align="justify"> Перед відбором проб з ємностей, в яких зберігається буровий розчин, вміст перемішують за допомогою насосів до тих пір, поки весь її об'єм не стане однорідним. Про це має свідчити збіг основних характеристик принаймні двох проб, узятих з різних, віддалених один від одного ділянок сховища (в'язкість розрізняється не більше ніж на 5%). p align="justify"> Істотну роль відіграє час між відбором проби та аналізом. Газ, винесений буровим розчином з свердловини, може швидко зникнути, в результаті чого збільшується її щільність. Нагріте буровий розчин остигає, і багато характеристики її змінюються, особливо це позначається на величинах щільності, в'язкості і вмісту газу. Тому їх визначають безпосередньо у жолобів буровій. br/>
7. Промислових випробувань БУРОВОГО РОЗЧИНУ
Частина властивостей бурового розчину можуть вимірюватися бурової бригадою, зазвичай це щільність бурового розчину, умовна в'язкість, і водовіддача. Крім того, бригадою можуть вимірюватися вміст піску, а також концентрацію солей і лужність розчину Однак для якісного управління властивостями бурового розчину, що дозволяє забезпечувати ефективне виконання ним заданих функцій, такого набору параметрів явно недостатньо. br/>
.1 Питома вага і щільність БУРОВОГО РОЗЧИНУ
Питома вага - вага 1 см3 промивної рідини - позначається Y і виражається в г/см3. Під щільністю розуміють величину, яка визначається відношенням маси тіла до його об'єму. Позначається вона r і виражається в г/см3. Питома вага характеризує здатність промивної рідини здійснювати в свердловині гідродинамічні і гідростатичні функції:
1) утримувати в підвішеному стані і виносити з свердловини частинки породи найбільшого розміру;
2) створювати гідростатичний тиск на стінки свердловини, розраховане, виходячи з необхідності запобігання надходження в стовбур свердловини нафти, газу або води з пласта та збереження цілісності стінок свердловини;
