Проектирование технологии бурения наклонно–направленной скважины глубиной 1815 метров на пашийский горизонт со смещением забоя относительно устья на 527 метра на Карамалинской площади

1

2

3

1

Вода пресная, кг/м³

остальное

2

Глинопорошок марки ПББ

293

3

КМЦ-600

3

4

Nа₂СО₃

6

Интервалы 353-690м и 1158 - 1661м.

Для бурения интервала была выбрана техническая вода. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1020 кг/м³ .

Интервалы 690-1158м и 1661 - 1686м.

Геологический разрез этого интервала представлен известняками. Для бурения этого интервала был выбран полимер-карбонатный раствор плотностью 1250 кг/м³.

Состав раствора:

Таблица 10.2

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
1	2	3
1	Глина	81
2	КМЦ-600	5
3	Nа2СО3	5
4	Мел (кислорастворимый карбонатный)	82
5	Смазывающие добавки (графит)	10
6	Вода	остальное

Интервал1686-1697м. Продуктивный пласт

Геологический разрез этого интервала представлен песчаниками. Для бурения этого интервала был выбран полимерный раствор плотностью 1020 кг/м³.

Состав раствора:

Таблица 10.3

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
1	2	3
1	КМЦ-600	5
2	Nа2СО3	5
3	ПАА (PRAESTOL - 25400)	3
4	Al2(SO4)3	0,4
5	Вода	остальное

10.3 Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках

Общий расход компонентов бурового раствора:

М = m · V ,(10.3)

где m - содержание компонента, кг/м³

V - объём бурового раствора, м³

Интервал 0-353 м.

* Потребность в глинопорошке

М = 293 · 73 = 21,4 т

* Потребность в КМЦ-600

М = 3 · 73 = 0,2 т

* Потребность в Nа₂СО₃

М = 6 · 73 = 0,4 т

Интервалы 690 -1158м и 1661 - 1686м.

· Потребность в глинопорошке

М = 81 · 195 = 15,8 т

· Потребность в КМЦ-600

М = 5 · 195 = 0,97 т

* Потребность в Nа₂СО₃

М = 5 · 195 = 0,97 т

· Потребность в меле

М = 82 · 195 = 16 т

* Потребность в графите

М = 10 · 195 = 1,95 т

Интервал 1686-1697 м.

* Потребность в Al₂(SO₄)₃

М = 0,4 · 196 = 0,08 т

* Потребность в КМЦ-600

М = 5 · 196 = 0,98 т

* Потребность в ПАА

М = 3 · 196 = 0,6 т

* Потребность в Nа₂СО₃

М = 5 · 196 = 0,98 т

10.4 Регулирование технологических свойств бурового раствора в процессе бурения

Регулирование свойств раствора производится реагентами входящими в состав раствора.

При возрастании показателя фильтрации раствор обрабатывается КМЦ в количестве 0,05-0,2% (при СП более 750) от объема бурового раствора.

При снижении рН менее 8 - раствор обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,1-0,2% от объема бурового раствора.

При возрастании вязкости раствора и его плотности в связи с увеличением содержания выбуренной породы, буровой раствор обрабатывается 0,3%-ми водными растворами КМЦ и кальцинированной соды.

Все рекомендуемые химические реагенты соответствуют «Перечню химреагентов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли», составленному Государственным центром по сертификации химреагентов для нефтяной промышленности (ГЦСС «Нефтепромхим»).

11. Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины

Роторный способ бурения.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал, по формуле:

где с_кр - критическая плотность, при которой может произойти гидроразрыв, кг/м³;

Р_г - давление гидроразрыва (поглощения) пласта, МПа;

?(ДР_кп) - потери давления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, МПа;

L_n - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м;

ц - содержание жидкости в шламожидкостном потоке.

Исходные данные:

Механическая скорость бурения,

Производительность насоса, Q =0,016 м³/с;

Гидравлическое сопротивление на стояке б_с =0,4·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в буровом рукаве б_ш =1,2·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в вертлюге б_в =0,44·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в ведущей трубе б_к =0,4·10⁵ м^-4;

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры ц и ?(ДР_кп).

Значение ц рассчитаем по формуле:

где Q - производительность насоса, м³/с;

х - механическая скорость бурения, м/с;

d_c - диаметр скважины.

то есть содержание шлама в потоке (1-ц)=0, так как скорость мала.

Для определения величины ?(ДР_кп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр , при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле для течения в кольцевом канале:

где

з - пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;

ф_о - динамическое напряжение сдвига, Па;

d_r - определяется как разность между диаметром скважины и наружным диаметром бурильных труб;

с - плотность промывочной жидкости.

За УБТ :

За ТБПВ:

Определим действительные числа Re при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

За УБТ :

За ТБПВ:

Так как полученные значения Re_кп<Re_кр , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана по формуле:

За УБТ:

Для ТБПВ:

Находим значения в по формулам:

За УБТ:

Для ТБПВ:

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле:

где d_м - наружный диаметр замка;

l_Т - средняя длина трубы , в данной колонне, м.

тогда

Потери давления на участке за УБТ:

Суммируя значения Р_кп получим ?( Р_кп) необходимую для вычисления с_кр больше принятого с=1020 кг/м³.

По формуле :

Так как с_кр>с, то условие не допущение гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

В УБТ:

В ТБПВ:

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле:

В УБТ:

В ТБПВ:

В бурильной колонне везде действительные числа Re_т<Re_кр , следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где л_Т - коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах.

Вычисляем значения л_Т по формуле:

где К - шероховатость для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства равной 3·10^-4 м, а для необсаженных участков затрубного пространства 3·10^-3 м.

В УБТ:

В ТБПВ:

Потери давления внутри ТБПВ, УБТ определяем по формуле (11.12):

В УБТ:

В ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП - 127 в колонне определяем по формуле:

где d_зв - наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.

где х_Т - средняя скорость жидкости в трубах.

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее определены для участка длиной 1076м. Перечислим это значение на полную длину ТБПВ L = 1597м.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах, циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:

Рассчитываем резерв давления ДР_р - для потерь в долоте по формуле (11.18) при в=0,8:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле при µ=0,95:

Так как х_д>80 м/с и перепад давления ДР_д=8,837 МПа < ДР_кр=12 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв х_д.=80 м/с , найдем перепад давления по формуле:

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе:

Площадь промывочных отверстий вычисляем по формуле:

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле:



Бурение гидравлическими забойными двигателями (турбобур и ВЗД)

Методика гидравлического расчета при роторном и турбинном бурении мало отличаются друг от друга.

При расчете дополнительно лишь необходимо учитывать перепад давления в турбобуре (ВЗД), а также между ними и стенками скважины. Имея ввиду вышеизложенное, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.

Предварительно вычислим параметры (ц ).

Значение ц рассчитаем по формуле (11.2):

Для турбинного способа бурения

х_м=5,19·10^-3 м/с - для турбобура.;

х_м=2,59·10^-3 м/с - для ВЗД;

то есть содержание шлама в потоке (1-ц)=0.

Для бурения ВЗД:

то есть содержание шлама в потоке (1-ц)=0.

Определим действительные числа Re при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (11.5):

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Учитывая, что для технической воды ф=0 найдем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ И ТБПВ:

Таким образом, в кольцевом канале за УБТ, ТБВК, турбобуром и ВЗД режим течения жидкости турбулентный.

Потери давления в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

Рассчитаем коэффициенты л_кп по формуле (11.24)

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала по формуле (11.10):

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Вычислим потери давления по формуле (11.23):

За турбобуром:

За ВЗД:

За УБТ для турбинного способа бурения:

За УБТ для бурения ВЗД:

За ТБПВ для турбинного способа бурения:

За ТБПВ для бурения ВЗД:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.9):

Для турбинного способа бурения:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.9):

Для бурения ВЗД:

Суммируя значения Р_кп получим ?( Р_кп) необходимую для вычисления с_кр:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

По формуле найдем с_кр:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Так как с_кр>с, то условие не допущение гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

В турбобуре, ВЗД, УБТ и ТБПВ Re_кр=2100

Действительные числа Рейнольдса определим по формуле (11.11):

В УБТ:

В ТБПВ:

В бурильной колонне везде действительные числа Re_т>Re_кр , следовательно, течение жидкости в колонне турбулентное:

Вычисляем значения л_Т по формуле (11.13):

В УБТ :

В ТБПВ:

Потери давления внутри ТБПВ и УБТ определяем по формуле (11.12):

Для турбинного бурения:

В УБТ:

В ТБПВ:

Для бурения ВЗД:

В УБТ:

В ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП - 127 в колонне определяем по формуле (11.14):

Для турбинного способа бурения:

Местные потери от замков ЗП - 127:

Для бурения ВЗД:

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (11.16):

Перепад давления в турбобуре и ВЗД найдены в подразделе 10.2 и равны ДР_тб= 7,497 МПа, ДР_взд= 4,44 МПа, соответственно.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах, циркуляционной системы по формуле (11.17), за исключением потерь давления в долоте:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Рассчитываем резерв давления ДР_р - для потерь в долоте по формуле (11.18) при в=0,8:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (11.19) при µ=0,95:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Так как в обоих случаях х_д>80 м/с и перепад давления ДР_д <ДР_кр=7МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв х_д.=80 м/с , найдем перепад давления по формуле (11.20):

Расчетное рабочее давление в насосе составит:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (11.21)

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (11.22):

Строим график распределения давления в циркуляционной системе.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 11.1. График распределения давления в циркуляционной системе.

12. Обоснования выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания и обработки промывочной жидкости

При выборе буровой установки необходимо предусмотреть следующие факторы:

- глубина скважины;

- конструкция скважины;

- способ бурения;

- возможные осложнения;

- рельеф местности и климатические условия.

Исходные данные:

Проектная глубина бурения 1697 м.

Конструкция скважины:

- шахта 508х11,1мм;

- направление 426х10,0 мм;

- кондуктор 324х8,5 мм;

- промежуточная колонна 245х7,9мм

- эксплуатационная колонна 168х8,9 мм;

- открытый ствол.

Максимальная масса:

· Бурильной колонны в воздухе - 70,6т

· Обсадной колонны в воздухе - 49,4т

Ниже приведён расчёт для установки БУ - 2900 /175ЭП (допускаемая нагрузка на крюке 175т).

В соответствии с п.2.5.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» необходимо соблюдение следующих условий:

1. G_max. бурильного инструмента ? 0,6 G_доп. на крюке:

70,6т < 175 · 0,6т = 105т

2. G_max. обсадной колонны ? 0,9 G_доп. на крюке:

49,4 < 175 · 0,9т = 157,5т.

Возможно применение стационарной буровой установки типа

БУ-2900/175.

Приготовление буровых растворов осуществляется на участке централизованного приготовления УБР (на глинзаводах) и завозится в необходимом количестве на буровую.

В процессе бурении следует применять трехступенчатую систему очистки бурового раствора (вибросито, пескоотделитель, илоотделитель), так как многократное применение бурового раствора позволит компенсировать дополнительные затраты и, тем самым, повысит окупаемость раствора. Для поддержания свойств раствора в процессе бурения оброботкой химреагентами, по мере необходимости, дополнительно иметь на буровой химреагентами согласно ПСС.

Оборудовать устье скважины превентором типа ОП 230x350 с глубины 282 м.

Ниже приведена схема расположения оборудования.

Рис. 12.1. Схема расположения оборудования

Циркуляционные системы современных буровых установок представляют собой комплект металлических резервуаров, в которых размещается рабочий объём промывочной жидкости. Этот объём участвует в циркуляции во время бурения, проработки или промывки скважины. На резервуарах циркуляционной системы смонтировано оборудование для очистки, дегазации, перемешивания бурового раствора, а иногда и устройства для приготовления, утяжеления и химической обработки бурового раствора.

Минимальная вместимость рабочих ёмкостей должна обеспечивать долив скважины при подъёме бурильной колонны с любой глубины бурения скважины или полное вытеснение из обсадной колонны цементного раствора в условиях полного поглощения при цементировании.

Таким образом, вместимость рабочих ёмкостей циркуляционной системы зависит от глубины бурения и конструкции скважины. Исходя из этих соображений нормативными документами определен минимально допустимый объём резервуаров циркуляционных систем буровых установок различных классов.

Количество запасного раствора зависит от объёма скважины, а поскольку объём скважины меняется от интервала к интервалу, вместимость резервуаров должна обеспечивать размещение наибольшего при бурении данной скважины объёма запасного раствора.

Таблица 12.1 Комплектация циркуляционной системы буровой установки производства АООТ ВЗБТ машиностроительный завод.

Оборудование	Циркуляционная система
	ЦС-М2900ДЭПК
	БУ2900/175ЭП
1	2
Блок очистки Комплектующее оборудование: вибрационное сито ВС-11 пескоотделитель ГЦК - 360М илоотделитель ИГ - 45М дегазатор Каскад - 40 Блоки приготовления и обработки бурового раствора Комплектующее оборудование: система приготовления жидких химреагентов из порошкообразных материалов система приготовления утяжеленного буровых растворов Блок хранения бурового раствора ( тип I) объемом	2 2 1 1 1 1 1
1	2
46м3 в комплекте с подпорным насосом ГРА170/40 Блок хранения бурового раствора ( тип II) объемом 46м3 без подпорного насоса Блок хранения бурового раствора ( тип III) объемом 46м3 в комплекте с подпорным насосом ГРА170/40 Емкость объемом 3,2 м3 для хранения жидких химреагентов Перемешиватели: лопастный гидравлический Емкость для объемом 50 м3 для хранения воды Емкость для объемом 10 м3 для долива скважины Емкость для сбора технологических сточных вод Насос ВШН - 150 для циркуляции бурового раствора при забуривании скважины Прибор контроля уровня и плотности бурового раствора в приемной емкости	2 1 2 7 7 1 1 1 1 1



Рис. 12.2. Схема циркуляционной системы

1-растворопровод; 2- трубопровод долива; 3- блок очистки; 4- шкафы электрооборудования; 5,8- всасывающие трубопроводы; 6- подпорный трубопровод; 7- блок подпорных насосов; 9-укрытие.

12.1 Оборудование для приготовления бурового раствора

Операции приготовления, утяжеления и химической обработки бурового раствора включают в себя:

- смешение твердых материалов с жидкостью или смешение различных жидкостей;

- диспергирование или растворение твердых или жидких материалов в жидкости.

Приготовление, утяжеление и обработку бурового раствора можно вести двумя способами:

а) непрерывно:

при этом способе добавляемый материал равномерно вводят в циркулирующую жидкость. В циркуляции может участвовать весь объём бурового раствора, находящегося в скважине и циркуляционной системе, или только та часть бурового раствора, которая находится в ёмкостях;

б) порциями:

в этом случае смешение жидкости с добавляемыми материалами происходит в резервуаре ограниченного объёма (в глиномешалке, гидромешалке, в одном из ёмкостей циркуляционной системы и т.п.). После определенного периода перемешивания приготовленный утяжеленный или химически обработанный буровой раствор перекачивают в подготовленные для его размещения ёмкости. Затем приступают к приготовлению или обработке следующей порции раствора.

Выбор метода приготовления, утяжеления и обработки бурового раствора зависит от товарного вида материала, способности реагентов растворяться в дисперсионной среде промывочной жидкости.

12.2 Выбор числа вибросит

Выбор сеток зависит от гранулометрического состава шлама, который следует определить опытным путем по результатам ситового анализа пробы глинистого раствора, выходящего из скважины. В любом случае следует применять сетки, обеспечивающие удаление из раствора частиц, содержание которых в растворе наиболее велико.

Необходимо использовать два параллельно работающих вибросита. Наименьший размер удаленных частиц выбуренной породы составляет 160мкм.

Используем вибросито СВ-11.

12.3 Оборудование для перемешивания бурового раствора в ёмкостях

Чтобы предотвратить оседание шлама на дно ёмкостей и обеспечить эффективную очистку, необходимо перемешивать буровой раствор во всех отделениях циркуляционной системы, за исключением отстойника-ловушки, в который попадает раствор после основного вибросита.

Ёмкости могут быть оснащены механическими или гидравлическими перемешивателями. Гидравлические перемешиватели обеспечивают более интенсивное перемешивание бурового раствора, что позволяет иногда вводить твердые реагенты и добавки непосредственно в ёмкость, оснащенную такими перемешивателями. Однако гидравлические перемешиватели требуют подачи раствора одним из буровых насосов или вспомогательным насосом. При расположении выходной насадки гидропистолета выше уровня жидкости возможно вспенивание бурового раствора. Применение гидравлических перемешивателей может ухудшить степень гидроциклонной очистки, если гидроциклонная установка не в состоянии обработать весь объём бурового раствора, поступающего из скважины и через гидравлические перемешиватели в ёмкость, из которой питающий насос гидроциклонной установки забирает раствор.

Механические перемешиватели не влияют на гидроциклонную очистку, но обеспечивают менее интенсивное бурового раствора в ёмкостях. Тем не менее эти перемешиватели вполне удовлетворительно предотвращают отложение твердых частиц в ёмкостях.

12.4 Выбор оборудования для дегазации бурового раствора

Циркуляционная система для бурения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором и аномально высокими пластовыми давлениями должна обеспечивать непрерывную дегазацию бурового раствора. Для этого применяются специальные устройства: газовые сепараторы, атмосферные и вакуумные дегазаторы.

Необходимо, чтобы пропускная способность устройств допускала бы обработку всего бурового раствора, выходящего из скважины при бурении интервала, содержащего опасные газопроявляющие пласты.

Выбираем дегазатор Каскад 40.

12.5. Выбор гидроциклонов

Ограниченный ассортимент гидроциклонных установок, выпускаемых отечественными машиностроительными заводами для очистки буровых растворов, не дает возможности делать выбор между различными моделями. Поэтому при включении гидроциклонов в систему очистки бурового раствора нужно лишь сопоставить пропускную способность гидроциклонной установки с заданной по проекту подачей буровых насосов.

Пропускная способность гидроциклонов-пескоотделителей и илоотделителей должна на 20-25% превышать максимальную подачу насосов, предусмотренную техническим проектом для бурения рассматриваемой скважины.

Сложность эксплуатации гидроциклонов при очистке промывочной жидкости заключается в том, что они нередко работают в условиях изменения многих факторов. Могут изменяться содержание твердых частиц в растворе, их плотность, крупность и форма, могут существенно колебаться реологические и структурно-механические свойства растворов. Все это позволяет добиться полной очистки жидкости. Поэтому стараются сконструировать гидроциклоны и подобрать режим его работы в расчете на определенный интервал размеров частиц выбуренной породы. С этой точки зрения гидроциклоны подразделяются на пескоотделители и илоотделители. Минимальный размер частиц, отделяемых в гидроциклоне 5 мкм.

Для суждения об эффективности очистки раствора от шлама в гидроциклоне введены следующие понятия:

Коэффициент очистной способности К_О;

Эффективность очистки К_С;

Относительная величина потерь жидкости К_П;

Коэффициент очистной способности гидроциклона представляет собой отношение содержания песка в исходной жидкости (П) и содержания песка в очищаемой жидкости (П_О).

(12.1)

Эффективность очистки

(12.2)

Относительная величина потерь жидкости К_П служит для оценки экономической очистки раствора в гидроциклоне.

(12.3)

где - общий расход пульпы через песковую насадку (м³/с)

- поступление истинного шлама через песковую насадку (м³/с)

Для определения П, П_О, К_П необходимо при установившемся режиме гидроциклона отобрать пробы очищенного и неочищенного растворов, а так же шламовых отходов.

Используем илоотделитель ИГ 45М и пескоотделитель ГЦК 360М.

1 - вертикальный цилиндр; 2 - сливная труба; 3 - конус; 4 - тангенциальный вводный патрубок.

13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины

Процесс бурения, как и любой другой технологический процесс, нуждается в измерении его параметров с тем, чтобы им можно было управлять, контролировать безопасные условия труда и т.п. Важной задачей информационного обеспечения является прогноз состояния объекта на какой-то промежуток времени вперед и, в особенности, прогноз и выявление предаварийных и аварийных состояний. Поскольку не все параметры процесса бурения могут быть измерены непосредственно, важно умение определять состояние объекта по косвенным признакам.

13.1 Информация, необходимая для контроля процесса бурения

Всю необходимую информацию о процессе бурения можно разделить на следующие группы:

1) Информация о промышленной безопасности:

нагрузка на вышку и талевую систему;

давление в сосудах, работающих под давлением;

- концентрация вредных и ядовитых веществ и взрывоопасных смесей;

напряжение в электросетях и электромеханизмах.

2) Режимные параметры:

нагрузка и момент на долоте;

расход промывочной жидкости;

частота вращения долота.

3)Информация о состоянии:

бурильной колонны;

вооружения долота;

опор шарошечных долот.

4) Информация о свойствах разбуриваемых пород и насыщающих их флюидах, о приближении к каким-либо границам и т.д.

5) Показатели бурения:

проходка с начала долбления;

мгновенная, средняя механическая и рейсовая скорости проходки;

продолжительность долбления;

стоимость метра бурения.

6) Параметры промывочной жидкости:

плотность, вязкость, динамическое и статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, содержание твердой фазы, рН, стабильность, смазывающая способность и др.

7) Информация о взаимодействии скважины с окружающими

проницаемыми породами - о поглощениях промывочной жидкости или о поступлении пластовых флюидов в скважину.

8)Положение ствола скважины в пространстве, размеры и

конфигурация ствола.

9) Положение отклонителя, азимут и зенитный угол на забое (или на определенном расстоянии от него) при бурении ориентируемыми отклоняющими компоновками.

Для получения данной информации на буровой должен быть комплекс измерительных средств (приборов). В зависимости от условий бурения перечень входящих в комплекс измерительных средств может быть различным. Обязательным компонентом измерительного комплекса являются приборы, определяющие безопасные условия труда, координаты ствола скважины в пространстве, положение отклонителя при работе с ним. В разведочных скважинах, где пластовые давления точно не известны, при проводке скважин в пластах с АВПД, обязательным является использование средств сигнализации о начале поступления пластовых флюидов. При проводке горизонтальных стволов в пластах малой толщины очень важное значение имеет информация о расстояниях забоя от кровли и подошвы пласта, с тем, чтобы не вскрыть, например, водоносные пропластки. Если предполагается вскрытие пластов, содержащих сероводород (H₂S), бром (Вг) и другие вредные или ядовитые компоненты, необходимо установка соответствующих газоанализаторов.

При морском бурении с плавучих сооружений, когда буровое судно может, в случае необходимости (шторм, ледовые поля), удалятся от точки бурения, необходим комплекс средств по поиску и определения устья скважины на дне моря.

Любые параметры могут быть определены путем прямых измерений, либо косвенными методами. Прямые измерения забойных параметров, как правило, дают более точную информацию, однако, требуют наличия канала связи (измерительной, передающей и приемной аппаратуры), что, естественно, удорожает бурение, требует более квалифицированного персонала и не всегда оправдано.

Различны требования к точности и периодичности получаемой информации. Если значения нагрузок на вышку, талевую систему, давлений в сосудах необходимо знать непрерывно и с достаточно высокой точностью, то данные о координатах ствола скважины в пространстве можно получать в перерывах процесса бурения. Информация о механических свойствах разбуриваемых пород может быть качественной (мягкие, твердые, средней твердости или крепкие породы).

Некоторые способы получения информации о процессе приведены в табл. 13.1.

Таблица 13.1 Необходимая информация о процессе проводки скважины испособы ее получения

Измеряе- мый параметр	Метод определе- ния	Способ измере- ния	Необходи- мость канала связи	Прибор	Выпуск про- мышл.	Достоинства	Недостатки
1	2	3	4	5	6	7	8
I. 1) Нагрузки на вышку и талевую систему 2) Давление в сосудах, находящихся под давлением	прямой прямой	Опреде-ление усилий в талевой канате	- -	Индика-тор веса Мано-метры	+ +	простота, достаточная точность простота, достаточная точность
П. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото	прямой	измерение усилий в перевод-нике над долотом	+	Забой-ный датчик усилий	-	высокая точность	Слож-ность измери-тельной системы
	косвен.	Опреде-ление нагрузки на крюке	-	Индика-тор веса	+	простота системы	невысокая точность, особенно в наклонных скважинах
2) Частота вращения долота: Ротор-ное буре-ние	прямой	по частоте вращения ротора	-	Ротор-ный Тахо-метр	+	простота, достаточная точность	Мгновен-ная частота вращения долота и ротора в переходных режимах не совпадают
1	2	3	4	5	6	7	8
Турбин-ное бурение	прямой	по частоте пульса-ций давления забойно-го датчика	+	Тур-ботахо-метр	±	достаточная точность	Недостаточ-ная надежность, необходи-мость использова-ния сложной аппаратуры
	косвен.	по измене-нию давления на стояке при бурении турбобурами серии А	-	Мано-метр	+	простота	Невысокая точность
3) Момент на долоте: роторное бурение	прямой	Измере-ние момента	-	Ротор-ный моменто-мер	+	простота
Турбин-ное бурение	прямой	измерение реактив-ного момента на роторе	-	Ротор-ный момен-томер	+	простота	Возможно лишь при небольшой глубине скважины
	косвен.	а) по измене-нию частоты вращения долота при наличии турбота-хометра	+	Турбо-тахо-метр	±		Опреде-ляется качествен-но изменение момента на долоте. Необходимость телемет-рии
1	2	3	4	5	6	7	8
		б) по измене-нию давления на стояке при бурении турбо-буром серии А или объем-ным (винто-вым) двигате-лем	-	Мано-метр	+	простота определения	Опреде-ляется качествен-но изменение момента
1	2	3	4	5	6	7	8
Электро-бурение	косвен.	по измене-нию силы тока электро-бура	-	Ампер-метр	+	простота	Опреде-ляется качествен-но изменение момента
4) Расход промывоч-ной жидкости	прямой	Измере-ние подачи насоса	-	Расхо-домер РГР-7	+	простота определения	Может применя-ться для измерения расхода только электро-проводя-щих жидкостей
	косвен.	по частоте ходов насоса	-	счетчик ходов насоса (Тахо-метр)	+	простота	На точность измерений влияет износ поршней и клапанов, условия всасывания
1	2	3	4	5	6	7	8
	косвен.	По измене-нию давления на стояке	-	Мано-метр	+	простота	Дает качествен-ную информа-цию об изменении расхода
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооружения	косвен.	по измене-нию механи-ческой скорости	-	датчик прохо-дки	+	простота	Погрешнос-ти из-за изменения прочност-ных свойств разбури-ваемых пород
2) Состояние опор: роторное бурение	косвен.	По изменнию момента на долоте	-	Ротор-ный момен-томер	+	простота	Погреш-ности из-за изменения свойств пород
Турбинное бурение	косвен.	по измене-нию давления на стояке (при бурении турбо-бурами серии А и винтовы-ми двигате-лями)	-	Мано-метр на стояке	+	простота	Погреш-ности из-за изменения свойств пород
Электро-бурение	косвен.	по измене-нию силы тока	+	Ампер-метр	+	простота	Погреш-ности из-за изменения свойств пород
1	2	3	4	5	6	7	8
IV. Бурильная колонна: 1) Целост-ность бурильной колонны	прямой	по измене-нию нагрузки на крюке	-	ГИВ	+	простота	Не дает информа-цию о потере целостнос-ти в виде трещины, при сломе части колонны труб, вес которой меньшей погреш-ности ГИВ
	косвен.	По измене-нию давления на стояке	-	Мано-метр	+	простота	Давление на стояке может меняться и по другим причинам
2) Прихват	прямой	по потере подвиж-ности колонны труб	-	Индии-катор веса	+	простота

13.2 Определение параметров режимов бурения

Не вся информация, о которой говорилось в разделе 1, является строго обязательной при оперативном управлении процессом бурения. При отсутствии информации об усилиях, действующих на талевую систему и вышку, в сосудах, работающих под давлением, проводка скважин запрещена, т.к. это может привести к авариям и несчастным случаям.

В то же время отсутствие полной информации о свойствах разбуриваемых пород, о частоте вращения долота в турбинном бурении не служит препятствием для осуществления процесса бурения, хотя и не позволяет его оптимизировать.

Часть необходимой информации может быть получена измерениями, проводимыми на поверхности, - подача насосов, частота вращения долота в роторном бурении, нагрузки на талевую систему и т.п. В то же время точные значения ряда параметров могут быть получены лишь при использовании приборов, спускаемых в скважину с бурильной колонной или на кабеле (нагрузка на долото, частота вращения долота в турбинном бурении, расход жидкости, протекающей через долото, углы наклона оси ствола скважины к вертикали и к магнитному меридиану), и требуют наличия канала связи забоя с поверхностью. При отсутствии скважинных приборов или каналов связи некоторые из этих параметров (частота вращения долота в турбинном бурении) могут определяться по косвенным данным, либо, расчетным путем. Для некоторых данных вообще не разработаны прямые методы их определения в процессе бурения (износ вооружения или опор долота, абразивность проходимых горных пород). Оценка величины возможна лишь по косвенным данным.

13.3 Измерение нагрузки на вышку и талевую систему, веса бурильной колонны и осевой нагрузки на долото

Все эти величины определяют с помощью приборов, называемых индикаторами веса, гидравлических (ГИВ) или электрических (ЭИВ). Индикаторы веса устанавливаются на неподвижном конце талевого каната или на приспособлении крепления неподвижного конца талевого каната.

Гидравлический индикатор веса ГИВ-6 (рис. 13.1) состоит из гидравлического трансформатора давления 2, показывающего манометра 3, верньерного показывающего манометра 4, записывающего прибора 5, объединенных в общую гидравлическую систему трубкой 7. система заполняется специальной незамерзающей жидкостью из прессбачка 6.

Рис. 13.1. Схема гидравлического индикатора веса ГИВ-6:

1- талевый канат; 2 - трансформатор давления; 3 - показывающий верньерный прибор; 4 - показывающий прибор; 5 - записывающий прибор; 6 - прессбачок; 7 - трубка; 8 - кран; 9 - приборная панель.

Трансформатор давления служит для преобразования растягивающей силы в неподвижном конце талевого каната в давлении жидкости. Изогнутый между роликами трансформатора давления неподвижный конец талевого каната при увеличении нагрузки стремится выпрямиться, давит на подвижную тарелку и через нее на мембрану.

В качестве показывающего прибора применяют манометры с трубчатой пружиной. Верньерный указатель служит для более точного отсчета значений осевой нагрузки, его ось имеет дополнительную передачу.

В вертикальной скважине, особенно при роторном бурении, силы сопротивления невелики. При проводке наклонно-направленных скважин, особенно при бурении забойными двигателями, эти силы достаточно велики. Надежные методы их определения и расчета отсутствуют. В то же время их недоучет приводит к завышению нагрузки на долото, определяемой по индикатору веса, против фактической.

Основная приведенная погрешность ГИВ - 6 составляет ± 2,5 %. С учетом методической погрешности, обусловленной нелинейностью характеристики, суммарная погрешность измерения нагрузки на крюке 6₀ составляет около ± 5 % или ± 10 кН.

Гидравлические индикаторы веса просты по конструкции, несложны в эксплуатации, достаточно надежны, однако не позволяют производить дистанционные измерения и регистрацию параметров.

Электрические индикаторы веса также измеряют нагрузку на крюке по натяжению неподвижного конца каната, но их датчик усилий чаще всего устанавливается на механизме крепления неподвижного конца каната, что обеспечивает достаточную линейность характеристики.

13.4 Определение частоты вращения долота

В роторном бурении частота вращения долота равна частоте вращения ротора и может быть измерена тахометром любой конструкции или определена по кинематике привода ротора.

Для измерения частоты вращения долота в турбинном бурении был разработан турботахометр. Принцип его действия основана на том, что через каждые 10 оборотов вала турбобура кратковременно перекрывается трубное пространство. Тем самым создается импульс давления, который воспринимается специальной аппаратурой на вертлюге. Каналом связи служит гидравлический канал внутри бурильной колонны. Особенностью гидравлического канала связи является существенное затухание энергии сигнала в связи с потерями на трение у стенок колонны. Для уменьшения затухания приходится создавать низкочастотные, порядка 1 Гц, колебания, однако в этом диапазоне частот наблюдаются колебания давления, создаваемые поршневым насосом, что создает помехи. Тем не менее, при использовании надежной аппаратуры и надлежащей регулировке компенсаторов давления на нагревательной линии насосов, как показал опыт бурения сверхглубокой скважины СГ-1, турботахометры могут работать на глубинах до 12 км.

Известны косвенные методы определения частоты вращения долота при использовании некоторых типов гидравлических двигателей.

Турбобуры серии А (А6Ш, А7Ш и т.д.) оснащаются высокоциркулятивными турбинами, перепад давления в которых при постоянном расходе зависит от частоты вращения (рис. 13.2). Чем выше частота вращения вала турбобура, тем выше перепад давления в турбине, соответственно изменяется и давление на стояке, что позволяет бурильщику в какой-то степени контролировать частоту вращения долота.

У объемных винтовых двигателей перепад давления возрастает с уменьшением частоты вращения (рис. 13.3).

Очевидно, что данный способ не обладает высокой точностью и служит больше для качественной оценки.

Разработаны системы определения частоты вращения долота путем регистрации колебаний, создаваемых долотом в горной породе и воспринимаемых сейсмическими датчиками, устанавливаемыми около буровой. Однако данные системы не выпускаются промышленностью.



Рис. 13.2. Характеристика турбобура типа А

Рис.13.3. Характеристика объемного винтового двигателя.

13.5 Измерение расхода промывочной жидкости

Расход бурового раствора является одним из важнейших параметров! режима промывки. Контроль за ним на входе и на выходе из скважины позволяет судить о степени очистки забоя, установить возникновение нефте-, водопроявлений или поглощений.

Поскольку буровые растворы, как правило, содержат твердую фазу и обладают абразивными свойствами, для измерения их расхода неприменимы расходомеры типа Вентури и диафрагменные, а также имеющие вращающиеся крыльчатки.

Поэтому на практике применяются индукционные расходомеры РГР -7, РГР - 100, принцип действия которых основан на законе электромагнитной индукции. Система магнитного возбуждения (рис. 13.4) создает переменное магнитное поле. В нем по немагнитной и изолированной изнутри трубе 1 протекает электропроводная жидкость 8. Индуцируемую в ней ЭДС, пропорциональную средней скорости потока жидкости, измеряют электродами 4. Сигнал после усиления подается на показывающий или регулирующий прибор 7.

Расходомер данного типа не может применяться для измерения расхода неэлектропроводящих жидкостей, например РУО. Кроме того, он чувствителен к изменению электропроводности жидкости. Основная погрешность РГР-7 составляет ± 2,5 % (± 2 л/с).

Для измерения расхода бурового раствора, выходящего из скважины, фирма «Мартин Деккер» выпускает индикатор потока скоростного типа.

13.6 Измерение крутящего момента ротора

Измерение крутящего момента ротора позволяет контролировать работу долота и состояние (целостность) бурильной колонны и ее взаимодействие со стенками скважины.

Известны различные конструкции роторных моментомеров, в зависимости от вида привода ротора.

При цепном приводе ротора кутящий, момент измеряют по натяжению ведущей ветви, цепи привода ротора. Усилие натяжения цепи 1 через звездочку рычажного приспособления 2 передается на датчик момента 3. Это усилие, пропорционально измеряемому моменту, преобразуется в электрический или гидравлический сигнал, который после усиления подается на показывающий и (или) регистрирующий прибор 5.

Основная приведенная погрешность выпускаемых измерителей

момента ротора (ИМР-1, ДКМ) в пределах ± 5%.

Для роторов с карданным приводом известна конструкция роторного

манометра, когда датчик устанавливается на быстроходном валу ротора.

При изменении крутящего момента ротора изменяется магнитная

проницаемость ферромагнетчиков датчика, что фиксируется

измерительной аппаратурой. Есть и другие конструкции роторным

моментомеров.

13.7 Регистрация показателей процесса бурения

Наиболее важными показателями, с точки зрения оперативного управления процессом бурения, является проходка с начала долбления h и мгновенная механическая скорость V_M. Остальные показатели (рейсовая скорость, стоимость метра проходки и др.) могут быть рассчитаны на основе измерения h и V_M.

Известны различные конструкции регистраторов проходки.

В приборе ИП-1 к корпусу вертлюга 1 присоединяют тросик З, который перебрасывают через ролик 2, установленный на ноге вышки.

Далее трос проходит через измерительное устройство 4 регистратора 5 и наматывается на барабан пружиномотора 6. Пружиномотор обеспечивает натяжение тросика при любых положениях вертлюга.

При механическом бурении вертлюг поступательно движется вниз, увлекая за собой тросик, что приводит в действие измерительной устройство 4, которое связано с пишущим элементом регистратора 5 и показывающим прибором 7. Поскольку движение бумажной ленты осуществляется от часов, угол наклона кривой записи к оси времени дает значения мгновенной механической скорости.



В других конструкциях ИП подача бурового инструмент определяется по углу поворота барабана лебедки или ролика кронблока, Я которого сходит рабочая ветвь талевого каната. Следует иметь ввиду, что пропорциональность угла поворота барабана лебедки и подачи инструмента нарушается при изменении количества витков талевого каната на барабане. Во время спуско-подъемных операций датчики данных конструкций ИП отключаются. Приведенная погрешность ИП - 1 ± 2,5 %.

Следует учитывать, что подача инструмента на поверхности равна проходке долота лишь при постоянных нагрузках в бурильной колонне. При любом изменении усилий в бурильной колонне длина ее изменяется. Например, при создании на долоте нагрузки 200 кН длина бурильной колонны = 127-129 мм в скважине глубиной 2000 м уменьшается на 1-3 м. Когда проходка на долото измеряется метрами, изменение длины бурильной колонны может привести к существенным ошибкам в определении h и V_M.

13.8 Определение целостности бурильной колонны

Слом, отвинчивание части бурильной колонны при СПО характеризуется резким уменьшением нагрузки на крюке против нормального. В процессе бурения слом бурильной колонны отмечается по резкому падению давления на насосах и отсутствию реакции ГИВ на додачу инструмента вниз или на приподнимание инструмента. При роторном бурении резко уменьшается момент на роторе.

Образование свищей в бурильной колонне сопровождается уменьшением давления на стояке, ухудшается промывка забоя, что приводит к его зашламлению и, соответственно, росту момента на долоте. При турбинном бурении возможна остановка забойного двигателя.

13.9 Определение состояния (износа) долота

Износ вооружения шарошечных и других, типов долот, так или иначе, сказывается на скорости разрушения горных пород. Поэтому при бурении однородных пород степень износа вооружения определяют по изменению механической скорости. При износе подшипников шарошечных долот наблюдаются кратковременные заклинки шарошек, что сопровождается резкими увеличениями момента на долоте.

При роторном бурении увеличение момента на долоте приводит к увеличению общего момента на роторе.

При турбинном бурении увеличение момента на долоте приводит, как правило, к уменьшению частоты вращения. Если бурение ведется турбобурами серии «А» с высокоциркулятивными турбинами, то при этом уменьшается перепад давления в турбобуре и давление на стояке. Отсюда, скачкообразные уменьшения давления на стояке при нормальной работе насоса свидетельствуют о заклинках опор долота.

При бурении объемным двигателем серии «Д», наоборот, заклинки Долота приводят к росту перепада давления в двигателе и давления на стояке.

При электробурении признаком износа опор шарошечных долот служат резкие всплески силы тока электробура.

Показания момента на долоте позволяют определить степень износа зубков долота, момент заклинки шарошек долота, косвенно определять характер разбуриваемых пород, выбирать оптимальную нагрузку на долото, а сравнение показаний момента на роторе и долоте позволяют судить о состоянии ствола скважины.

13.10 Технические средства и способы контроля положения ствола скважины в пространстве

В процессе проводки скважины необходимо знать положение ствола скважины в пространстве. Особенно это важно при кустовом бурении, бы исключить встречу стволов двух скважин, при проводке наклонных скважин для глушения открытых фонтанов и т.д.

В настоящее время отсутствуют системы, непосредственно

определяющие пространственное положение стволов скважин. Координаты точек ствола скважины определяются расчетом на основе последовательного измерения азимута и зенитного углов в различных очках ствола скважины инклинометрами.

Разрабатывалась, но не была доведена до промышленного изготовления, система непрерывного контроля положения забоя скважины пространстве путем регистрации на поверхности сейсмодатчиками шумов, генерируемых работающим долотом.

Системы позволяющие производить инклинометрические замеры, подразделяются на телеметрические и автономные. В телеметрических системах информация от скважинного прибора передается на дневную поверхность по каналу связи. В автономных системах скважинный прибор снабжен запоминающим устройством, и информация считывается после извлечения прибора из скважины.

Системы с каналом связи могут быть двух типов. Одни для получения информации требуют остановки бурения и спуска в скважину прибора на кабеле. В других, являющихся собственно телеметрическими, прибор встроен в бурильную колонну, и информация поступает непрерывно или по запросу в процессе бурения по каналу связи.

По принципу действия инклинометры подразделяются на инклинометры с магнитной буссолью и гироскопические.

В инклинометрах с магнитной буссолью азимут скважины в точке измерения определяется с помощью магнитной стрелки, ориентирующейся в направлении магнитного меридиана. Погрешность измерения зенитного угла у большинства этих приборов составляет 0,5°, а погрешность определения азимута зависит от величины зенитного угла.

Достоинством инклинометров с магнитной буссолью является их относительная простота конструкции и относительно невысокая стоимость. К недостаткам относятся: невозможность измерения азимута внутри обсаженной скважины и в остальных бурильных трубах, трудности использования в высоких широтах (на полюсах Земли понятие азимута отсутствует).

Гироскопические инклинометры включают группу приборов, основанных на разных принципах. Общим у них является независимость показаний от магнитного поля Земли. Принцип действия собственно гироскопических инклинометров основан на свойстве гироскопа (волчка) сохранять положение своей оси относительно звезд.

В инерционных инклинометрах используется свойство акселеметров фиксировать угловые ускорения корпуса прибора при его движении по стволу скважины.

Вследствие суточного вращения Земли ось гироскопа в течение суток меняет свое положение относительно Земли, это обуславливает необходимость иметь в конструкции приборов схемы компенсации влияния вращения Земли на показания азимута, или учитывать это влияние, внося соответствующие поправки в показания. Гироскопические инклинометры обладают более высокой точностью, более сложны по конструкции, имеют более высокую стоимость

В феррозондовых инклинометрах измерение азимута и зенитного угла выполняется с помощью трех жестко закрепленных магнитометров и акселерометров. Отсутствие подвижных частей и малые размеры феррозондов позволяют работать инклинометром в условиях вибрации и выполнять измерения с достаточно высокой точностью. Погрешность измерения азимута феррозондовых инклинометров составляет

0,5…..1,0°, зенитного угла 0,1……..0,25°.

Вследствие инструментальных и методических погрешностей положение ствола скважины определяется с ошибками, достигающими в ряде случаев десятков метров. В то же время, например, при бурении наклонной скважины для глушения открытого фонтана, необходимо знать взаимное расположение забоя наклонной скважины и ствола фонтанирующей скважины с более высокой точностью. Указанная задача, если в стволе аварийной скважины имеется колоша труб, решается с помощью электромагнитного метода. При этом к колоше труб подводится переменное напряжение 220В, 50Гц. Протекающий по трубам электрический ток создает вокруг колонны труб электромагнитное

поле. Измеряя на забое наклонной скважины вектор напряженности

магнитного поля можно определить расстояние и направление до ствола аварийной скважины.

13.11 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости

Для контроля качества промывочной жидкости на буровой находится мерная емкость 9 м³ для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы: ареометр, для определения относительной плотности промывочной жидкости; вискозиметр ВБР-1 для определения условной вязкости. ВМ-6 - определяет объем фильтрата выделившийся за 30 мин. Измерения через стандартный фильтр (бумажный фильтр =75 мм). Перепад давления на фильтре равен 0,1 МПа. Измеряют водородный показатель рН.

В стандартной лаборатории буровой определяют электрические свойства, седиментационную устойчивость, термостойкость, стабильность жидкости на углеводородной основе, газосодержание промывочной жидкости. Для определения относительной плотности бурового раствора служит ареометр АГ-3ПП. В комплект прибора входит ведро с крышкой и ареометр состоящий из стакана, подставки с цилиндрической шкалой и съемного груза. Без груза ареометр позволяет измерить плотность бурового раствора в пределах от 0,9 до 1,7. Если же груз прикреплен к ареометру то можно измерять относительную плотность утяжеленного раствора. У ареометра имеется шкала для определения минерализации бурового раствора.

Вискозиметр ВП - 5 необходим для измерения условной вязкости. В комплект этого прибора входит воронка, кружка и сетка. В нижнюю часть воронки запаяна трубка длиной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделена на 2 части. Одна часть имеет объем 500 см³, а другая 200 см³ для упрощенного замера. Условная вязкость замеряется в секундах. Условная вязкость хорошего бурового раствора должна находится в пределах 20-30 сек.