Kontrollmethode für Bohrflüssigkeit auf Ölbasis

Auswirkungen von Temperatur und Druck auf die Dichte von Bohrflüssigkeit auf Ölbasis:

1. Fragen Sie nach einer Art Mehrphasenflüssigkeit. Die Bohrflüssigkeit ist nicht nur heiß, sondern auch komprimierbar, sodass die Dichte von Temperatur und Druck abhängt. Der Test zeigt, dass pm im Allgemeinen mit zunehmender Tiefe allmählich abnimmt. Für die nicht hohe Bohrlochtemperatur erzeugt Asakai bei der Berechnung des Bodens des statischen Flüssigkeitsdrucks, wie z. B. der Vernachlässigung von Temperatur und Druck auf den Einfluss der Bohrflüssigkeitsdichte, keinen großen Fehler. Für tiefe Bohrlöcher zeigen die Ergebnisse jedoch, dass die Dichte einer Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis bei normaler Temperatur und Atmosphärendruck 1,62 g / cm3 beträgt, im 6100 m-Bohrloch (Temperatur 191, Druck 103,4 MPa) jedoch auf 1,53 g / cm3 reduziert ist . Zu diesem Zeitpunkt ist der tatsächliche Wert des statischen Drucks der Bohrflüssigkeit im unteren Loch größer als der Wert von Pm als Konstante, um die 2,14 MPa zu verringern, so dass der große Fehler ausreicht, um ernsthafte Probleme zu verursachen.

2. Die Wärmeausdehnung und Kompressibilität von Bohrflüssigkeit auf Ölbasis sind erheblich stärker als die von Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis. Bei derselben Temperatur ist die Dichte der Bohrflüssigkeit auf Ölbasis höher als die der Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis bei derselben Temperatur. Wenn die Dichte der beiden Arten von Bohrflüssigkeit bei normaler Temperatur und normalem Druck gleich ist, ist die Dichte der Bohrflüssigkeit auf Ölbasis offensichtlich größer als die der Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis bei hoher Temperatur und hohem Druck.

3. Da die Bohrflüssigkeit auf Ölbasis für Tiefbrunnen und alle Arten der Komplexbildung verwendet wird und im Vergleich zu Wasser Öl viel komprimierbarer sein kann, ist es sehr wichtig, die allgemeine Regel der Bohrflüssigkeitsdichte auf Ölbasis zu untersuchen.

Kontrollmethode für Bohrflüssigkeit auf Ölbasis

Methode zur Reduzierung der Bohrflüssigkeitsdichte auf Ölbasis:

1. Mit der Grundölverdünnung das Öl / Wasser-Verhältnis verbessern. Durch dieses Verfahren nimmt der Volumenanteil der Festphasenbohrflüssigkeit ab, die Viskosität und die Scherung nehmen ab.

2. Mit soliden Kontrollgeräten, um einige der schwereren Materialien zu entfernen.

3. Hinzufügen von Kunststoffmikrokugeln. Die füllende Kunststoffmikrokugel besteht aus Phenolharz oder Harnstoffformaldehydharz, dessen Durchmesser 50 bis 300 m beträgt und dessen Dichtebereich 0,1 bis 0,25 g / cm³ beträgt. Nach dem Eintritt in die Bohrflüssigkeit, wodurch die Viskosität und die Scherkraft erhöht werden, verringert sich der Filterverlust.