Промывочные жидкости и промывка скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство высшего и среднего специального образования СССР

Московский ордена октябрьской революции и ордена трудового красного знамени институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина

Промывочные жидкости и промывка скважин

Л.В. Борисенко

Москва 1981

Лабораторная работа № 1. Изучение методов измерения основных параметров буровых растворов. Оценка влияния концентрации глины на свойства глинистого раствора

Измерение основных параметров бурового раствора является обычной процедурой в практике бурения нефтяных и газовых скважин. Несмотря на то, что техника измерения параметров довольно проста, недостаточное знание методики замеров может послужить причиной ошибок и неправильных рекомендаций по регулированию свойств бурового раствора.

Основные свойства буровых растворов, которые принято контролировать непосредственно на буровой и в промысловых лабораториях, приведены в табл.1.

Таблица 1

Свойства буровых растворов	Параметры, характеризующие данное свойство	Обозначение	Единицы измерения
1	2	3	4
Плотность	Плотность Относительная плотность	? ?0	кг/м3 -
Реологические свойства	Пластическая вязкость Динамическое напряжение сдвига	? ?0	Па•с Па
Текучесть	Условная вязкость	Т	с
Структурные свойства	Статическое напряжение сдвига (одноминутное и десятиминутное)	?1, ?10	Па
Фильтрационные свойства и способность к образованию фильтрационной корки	Водоотдача* Фильтрация** Толщина фильтрационной корки	В Ф К	см3/30 мин. см3/30 мин. мм
Седиментационная устойчивость	Стабильность Суточный отстой	С О	- %
Содержание абразивных частиц	Содержание «песка»	П	%
Характер среды	Водородный показатель*	рН	-

* Для буровых растворов на водной основе

** Для буровых растворов на углеводородной основе

Плотность бурового раствора.

Плотностью бурового раствора называется масса, его заключенная в единице объема. Единицей измерения плотности в системе СИ служит кг/м3.

Относительной плотностью называется отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды:

Чтобы не допустить газонефтеводопроявлений при бурении скважин, нужно поддерживать такую плотность бурового раствора, при которой статическое давление его на стенки скважины было бы несколько больше пластового. В то же время статическое давление бурового раствора не должно вызывать гидравлического разрыва пород и поглощения.

Поскольку статическое давление бурового раствора зависит от его плотности, последняя должна отвечать условию:

где Рпл - пластовое давление, Па

Рп - давление поглощения, Па

z - глубина залегания пласта, м

g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения.

Излишнее повышение плотности бурового раствора приводит к снижению скорости бурения, увеличивает опасность возникновения прихватов бурильной колонны.

Реологические свойства буровых растворов.

Буровые растворы должны обладать хорошей текучестью, чтобы при бурении их можно было легко прокачивать насосами. Хорошей прокачиваемостью обладают те жидкости, при течении которых возникает меньшее сопротивление.

Способность однородных жидкостей, таких как вода, керосин, бензол оказывать сопротивление течению принято оценивать по величине абсолютной или динамической вязкости. В уравнение Ньютона, характеризующее связь касательных напряжений в потоке жидкости со скоростью сдвига ее слоев, динамическая вязкость ? входит в виде коэффициента пропорциональности:

Жидкости, течение которых подчиняется этому уравнению, называются ньютоновскими.

Большинство буровых растворов не являются ньютоновскими жидкостями. Зависимость касательных напряжений в потоке от скорости сдвига для глинистых растворов принято приближенно описывать уравнением Шведова-Бингама:

Поэтому глинистые растворы называют бингамовскими или вязко-пластичными жидкостями.

Способность вязко-пластичных жидкостей оказывать сопротивление течению оценивается величиной двух параметров, которые называются:

· пластическая вязкость - ?, Па•с

· динамическое напряжение сдвига ?0, Па.

Та доля сопротивления течению, которая характеризуется величиной пластической вязкости, зависит, главным образом, от трения между частицами дисперсной фазы и молекулами дисперсионной среды. Основным фактором, определяющим величину пластической вязкости, является концентрация твердой фазы в глинистом растворе, размер и форма частиц. Доля сопротивления течению, характеризуемая величиной динамического напряжения сдвига, зависит от сил взаимодействия между частицами твердой фазы, от интенсивности процессов структурообразования.

С увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига растут гидравлические сопротивления при ламинарном режиме течения глинистого раствора, увеличиваются затраты мощности на преодоление этих сопротивлений. При постоянной максимальной гидравлической мощности насосов меньшая доля ее может быть полезно использована в турбобуре или в насадках долота.

Применение «вязкого», то есть обладающего высокими пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига глинистого раствора, увеличивает опасность поглощений, газонефтепроявлений, обвалов из-за больших колебаний давления, вызванных движением бурильной колонны по стволу при спуско-подъемных операциях.

Промывка скважины вязким раствором при бурении ведет к ухудшению очистки забоя, понижению механической скорости бурения и проходки на долото.

Величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига не только характеризуют текучесть глинистого раствора, но также дают возможность оценить причины его загустевания и наметить пути разжижения. Увеличение пластической вязкости свидетельствует об увеличении концентрации твердой фазы, а резкий рост динамического напряжения сдвига - о коагуляции. В первом случае для разжижения достаточно разбавить раствор водой, а во втором - необходимо обрабатывать глинистый раствор химическими реагентами.

Текучесть буровых растворов.

В практике бурения для оценки подвижности буровых растворов пользуются величиной условной вязкости.

Условная вязкость - это время истечения 500 см3 бурового раствора из воронки стандартного полевого вискозиметра ВП-5.

Этот параметр служит для качественной оценки текучести буровых растворов. На величину условной вязкости влияют трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность. Пользуясь величиной условной вязкости сравнивают текучести разных растворов, оценивают изменение текучести раствора, происходящее при бурении под влиянием различных факторов.

Структурные свойства глинистых растворов.

В покоящемся глинистом растворе частицы глины под действием сил межмолекулярного и электростатического притяжения сцепляются друг с другом. Поскольку плоские грани чешуек защищены диффузной оболочкой катионов и гидратной оболочкой сцепление частиц происходит, главным образом, краями. В итоге во всем объеме раствора образуется пространственный каркас из глинистых частиц. Этот каркас принято называть структурой.

В промежутках между частицами заключена жидкая фаза глинистого раствора. В качестве инертных включений в структуре удерживаются частицы утяжелителя, обломки выбуренной породы.

В результате процесса структурообразования глинистый раствор застудневает, подвижность его ухудшается. При механическом перемешивании структура разрушается и раствор опять становится текучим. По окончании перемешивания структура вновь восстанавливается.

Способность глинистых растворов образовывать структуру в состоянии покоя имеет большое практическое значение для бурения и заканчивания скважин.

Структура обеспечивает удержание во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы, когда циркуляция глинистого раствора приостановлена для выполнения наращивания, спуско-подъемных операций, геофизических исследований и других работ в скважине.

По этой причине желательно, чтобы глинистый раствор обладал способностью к структурообразованию. Однако применение глинистых растворов, в которых этот процесс происходит очень интенсивно, а образующаяся структура обладает очень большой прочностью, может привести к возникновению ряда осложнений, из которых наиболее очевидными являются:

· чрезмерно высокие давления при запуске насосов и восстановление циркуляции;

· поглощения, газонефтепроявления и обвалы вследствие высоких гидродинамических давлений, возникающих при спуске и подъеме бурильной колонны;

· трудности при удалении из глинистого раствора обломков выбуренной породы в наземных очистных устройствах;

· трудности при дегазации глинистого раствора;

· некачественное разобщение пластов при цементировании вследствие неполного вытеснения глинистого раствора цементным из заколонного пространства;

· трудности при спуске в скважину геофизических приборов.

Способность буровых растворов к структурообразованию принято оценивать величиной статического напряжения сдвига.

Статическое напряжение сдвига - это максимальное касательное напряжение, при котором происходит разрушение структуры в покоящемся буровом растворе и раствор начинает двигаться. Так как прочность структуры со временем может увеличиваться, то определяют статическое напряжение сдвига после одноминутного и десятиминутного стояния бурового раствора в покое.

Фильтрационные свойства буровых растворов.

Находясь в контакте с проницаемыми пластами под давлением, которое превышает поровое (пластовое) давление в этих породах, буровой раствор стремится проникнуть в пласт. Если размер пор соизмерим с размерами частиц твердой фазы раствора, то в породу может проникнуть только жидкая фаза. Частицы твердой фазы застревают в ближайших к поверхности породы порах и затем отлагаются на стенке, образуя фильтрационную корку. Тонкая, малопроницаемая и прочная корка задерживает проникновение фильтрата из бурового раствора в пласт, способствует сохранению устойчивости ствола скважины в слабосцементированных породах.

Применение бурового раствора, который образует на стенках хорошо проницаемую, рыхлую и толстую фильтрационную корку, может вызвать осложнения:

· затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие дифференциального давления или сальникообразования;

· поглощения или газонефтепроявления из-за повышения гидродинамических давлений в стволе, суженном толстой коркой;

· обвалы неустойчивых глинистых пород по причине потери прочности под действием фильтрата;

· некачественное разобщение пластов при цементировании как следствие отсутствия непосредственного контакта цементного камня с породой;

· трудности освоения скважины и снижение ее дебита вследствие загрязнения околоствольной части продуктивного пласта фильтратом и твердыми частицами бурового раствора.

Использование бурового раствора, образующего малопроницаемую фильтрационную корку, приводит к понижению скорости бурения, потому что корка, формирующаяся на свежей поверхности забоя, препятствует проникновению фильтрата в породу и выравниванию давления бурового раствора и порового давления в разбуриваемой породе.

Способность буровых растворов отфильтровывать жидкую фазу и образовывать фильтрационную корку на поверхности проницаемых пород принято оценивать величиной водоотдачи (фильтрации) и толщиной фильтрационной корки.

Водоотдачей (фильтрацией) называют объем жидкой фазы, отфильтровавшейся из пробы бурового раствора при замере, проведенном в установленных стандартных условиях.

В России принято измерять водоотдачу в статических условиях при температуре окружающего воздуха. Стандартными условиями замера являются:

1) Время замера - 30 минут;

2) Площадь фильтрации - 44 см2 (диаметр круглого фильтра - 75 мм);

3) Перепад давления - 0,1 МПа.

Седиментационная устойчивость буровых растворов.

Для нормального течения процесса бурения важно, чтобы буровой раствор был седиментационно устойчивым, то есть, чтобы, находясь в покое раствор удерживал частицы твердой фазы равномерно распределенными по всему объему. Оседание твердой фазы в покоящемся буровом растворе приводит к изменению статического давления его по стволу скважины и создает опасность возникновения газонефтеводопроявлений. В наиболее неблагоприятном случае оседающие твердые частицы могут образовать осадок в призабойной части скважины, в рабочих и запасных емкостях наземной циркуляционной системы.

Седиментационную устойчивость буровых растворов оценивают по величине двух параметров: стабильности и суточного отстоя. Стабильность определяют разностью плотностей нижней и верхней частей пробы бурового раствора, находившегося в покое в течение 24 часов.

Суточный отстой оценивают по объему жидкой фазы, отделившейся в верхней части бурового раствора, находившегося в покое в течение суток.

Содержание абразивных частиц в буровых растворах.

Присутствие в буровом растворе неглинистых минералов и обломков выбуренной породы делает его абразивным. Использование такого раствора приводит в быстрому износу цилиндрических втулок, поршней, седел клапанов и клапанов буровых насосов, к износу деталей турбобуров.

Содержание в буровом растворе абразивных частиц принято оценивать их объемной концентрацией, выраженной в процентах. Параметр, используемый для количественного определения содержания абразивных частиц. Получил название - содержание «песка».

Водородный показатель рН.

Водородным показателем называют величину, численно равную отрицательному десятичному логарифму концентрации водородных ионов, выраженной в грамм-ионах на литр.

Для чисто воды и нейтральных сред при 250С рН=7; для кислых растворов рН<7, а для щелочных - рН>7.

Величина водородного показателя играет важную роль при регулировании свойств глинистых растворов.

Вязкость необработанных и некоторых химически обработанных глинистых растворов имеет минимальное значение рН=8,5.

Органические реагенты, применяемые для разжижения глинистых растворов, обладают наибольшей разжижающей способностью в определенном диапазоне рН.

От величины рН зависит конфигурация молекул и эффективность действия высокомолекулярных реагентов.

По изменению величины рН можно судить о характере посторонних электролитов, попавших в глинистый раствор при бурении.

Некоторые типы глинистых растворов сохраняют хорошие технологические свойства только в узком диапазоне рН.

При работе стальными бурильными трубами во избежание интенсивной коррозии труб рН следует поддерживать в щелочной области.

Трубы из алюминиевых сплавов подвергаются интенсивной коррозии при рН>10.

Цель работы.

Целью лабораторной работы является изучение методики измерения основных параметров бурового раствора на водной основе, ознакомление с наиболее распространенным видом промывочной жидкости - глинистым раствором и изучение влияния концентрации глины на важнейшие свойства глинистого раствора.

Оборудование и приборы, необходимые для выполнения работы

1. Кружка металлическая или фарфоровая вместимостью не менее 2000см3.

2. Лабораторная мешалка.

3. Прибор ВМ-6 для измерения водоотдачи.

4. Линейка металлическая или пластмассовая с миллиметровыми делениями для измерения толщины фильтрационной корки.

5. Ротационный вискозиметр ВСН-3.

6. Прибор СНС-2.

7. Вискозиметр полевой ВП-5.

8. Секундомер.

9. Ареометр АГ-ЗПП.

10. Пикнометр стеклянный с капилляром в пробке.

11. Весы аналитические или технико-химические.

12. Лабораторный рН-метр.

13. Отстойник СМ-2.

14. Цилиндр ЦС-2.

15. Градуированный стеклянный цилиндр вместимостью 100см3.

Подготовка к работе.

Для лабораторной работы заранее приготавливают глинистый раствор с условной вязкостью Т=50-60 с. В кружки, число которых соответствует количеству одновременно работающих бригад, наливают по 1000см3 исходного глинистого раствора. В одной из кружек оставляют исходный раствор, а в остальные добавляют воду. Объем воды, взятой для разбавления, увеличивают для каждой последующей пробы так, чтобы наиболее разбавленный глинистый раствор имел условную вязкость Т=17-18 с. Таким образом, для работы группа студентов будет иметь несколько проб глинистого раствора, отличающихся концентрацией глины.

Организация лабораторной работы.

Группа студентов, выполняющих лабораторную работу, делится на 6 рабочих бригад. Каждая бригада получает для работы пробу глинистого раствора, параметры которого она должна определить.

Выполнение работы.

Получив пробу глинистого раствора, студенты, руководствуясь методиками, изложенными в настоящем пособии, измеряют параметры, характеризующие важнейшие свойства бурового раствора. Результаты измерений выписываются на классную доску в виде таблицы.

Измерение водоотдачи буровых растворов.

Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Фильтрационный узел прибора состоит из стакана 1, в котором в процессе замера находится глинистый раствор, стального перфорированного диска 2, клапана 3 с резиновой прокладкой и поддона 4. В поддон ввинчивается винт 5, управляющий работой клапана 3.

В последних выпусках прибора ВМ-6 фильтрационный узел модернизирован. Он состоит (рис.2) из фильтрационного стакана 1, основания 2 и резиновой прокладки 3. Роль клапана выполняет резиновая пробка 4, закрывающая во время подготовки к замеру отверстие 5, которое служит для выхода фильтрата. Напорный узел состоит из напорного цилиндра 6 и плунжера 7. Напорный цилиндр в нижней части имеет тарелку, которая сообщается с его внутренней полостью через отверстие, закрываемое игольчатым клапаном 8. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка 9. Закаленный плунжер 7, образующий пату с втулкой 9, снабжен грузом 10. К грузу прикреплена шкала 11, градуированная в см3 при диаметре фильтра 75 мм.

Диаметр плунжера и вес его с грузом подобраны таким образом, что в процессе замера водоотдачи глинистый раствор в приборе находится под избыточным давлением 0,1МПа.

Порядок измерения водоотдачи.

1. Разобрать прибор и вытереть насухо детали фильтрационного узла.

2. Смочить водой два листка фильтровальной бумаги и отжать их между двумя сухими листками.

3. Наложить увлажненные фильтры на перфорированный стальной диск.

4. Повернув фильтрационный стакан горловиной вниз, вложить диск с фильтрами в его основание так, чтобы фильтры были обращены внутрь стакана.

5. Клапан с резиновой прокладкой положить на перфорированный диск.

6. Присоединить к фильтрационному стакану поддон, предварительно наполовину вывернув из него винт.

7. Закрыть клапан фильтрационного узла, ввинтив винт в поддон до упора.

8. Установить фильтрационный узел на кронштейн.

9. Заполнить фильтрационный стакан испытуемым буровым раствором.

10. Навинтить напорный цилиндр на горловину фильтрационного стакана.

11. Закрыть игольчатый клапан напорного цилиндра.

12. Заполнить напорный цилиндр маслом.

13. Вставить плунжер в напорный цилиндр.

14. Приоткрыв игольчатый клапан и выпуская излишек масла из напорного цилиндра в тарелку дать плунжеру опуститься до совпадения нулевого деления шкалы с риской на верхней части цилиндра, после чего игольчатый клапан закрыть.

15. Освободить клапан фильтрационного узла, повернув винт на 1,5 - 2 оборота. Одновременно с открытием клапана заметить по часам время начала замера и записать в лабораторный журнал.

16. На протяжении 30 минутного замера периодически проворачивать плунжер вокруг оси, чтобы устранить зависание плунжера, вследствие влияния сил трения между плунжером и втулкой.

17. По истечении 30 минут взять отсчет по шкале прибора и записать результат в лабораторный журнал с точностью до 0,5 см3.

18. Открыть игольчатый клапан и дать маслу стечь в тарелку.

19. Снять плунжер.

Рис. 1. Прибор ВМ-6



Рис. 2. Модернизированный фильтрационный узел прибора ВМ-6

20. Отсоединить напорный цилиндр от фильтрационного стакана, слить масло в емкость.

21. Вылить глинистый раствор из фильтрационного стакана, ополоснуть стакан водой.

Если водоотдачу измерять с помощью модернизированного прибора ВМ-6, то сборку фильтрационного узла нужно производить в такой последовательности:

1. Смочить водой два листка фильтрационной бумаги и отжать их между двумя сухими листками.

2. Уложить фильтры на дно основания.

3. Вложить поверх фильтров резиновую кольцевую прокладку.

4. Ввинтить фильтрационный стакан в основание.

5. Закрыть пробкой отверстия для выхода фильтрата.

6. Заполнить фильтрационный стакан глинистым раствором.

7. Собрать напорный узел и подготовить прибор к началу замера как это описано в п.п. 10-14. При установке нулевого деления шкалы против риски пробку придерживать пальцем.

8. Вынуть пробку из отверстия, освободив путь фильтрату. Одновременно заметить время начала замера и записать в лабораторный журнал.

9. Вести замер как описано в п.п. 16-21.

Измерение толщины глинистой корки.

1. Разобрать фильтрационный узел, извлечь глинистую корку вместе с фильтрами.

2. подставить корку под слабую струю воды и смыть остатки глинистого раствора.

3. Положить корку на плоскую поверхность.

4. Измерить толщину корки в нескольких местах погружая в нее перпендикулярно поверхности линейку с миллиметровыми делениями.

5. Записать в лабораторный журнал среднее значение толщины фильтрационной корки с точностью до 0,5 мм.

Ускоренные методы определения водоотдачи.

При необходимости провести в ограниченное время несколько замеров водоотдачи можно воспользоваться методами:

a) Использование логарифмического графика

В двойных логарифмических координатах зависимость объема фильтрата от продолжительности фильтрации выражается прямой линией.

В момент открытия клапана фильтрационного узла пускают секундомер. По истечении 1, 2, 3, 4, 5 и 10 минут с начала замера берут отсчеты по шкале прибора ВМ-6. Полученные показания прибора наносят на график (рис. 3). По точкам проводят прямую линию до пересечения с правой границей координатной сетки. Точка пересечения приближенно соответствует водоотдаче за 30 минут.

вязкость глина буровой раствор



Рис. 3. Логарифмический график для ускоренного определения водоотдачи.

b) Использование математической зависимости

Объем фильтрата приближенно пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации. В соответствии с этой зависимостью объем фильтрата, полученный за 30 минут, в два раза больше объема фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку за 7,5 минут. Поэтому для приближенной оценки водоотдачи за 30 мнут достаточно взять отсчет по шкале прибора ВМ-6 через 7,5 минут от начала замера и удвоить показание прибора.

Особенности измерения фильтрации буровых растворов на углеводородной основе.

Фильтрат растворов на углеводородной основе представляет собой дизельное топливо или другую углеводородную жидкость, составляющую дисперсную среду раствора.

Поэтому при измерении фильтрации растворов на углеводородной основе фильтры нужно смачивать не водой, а дизельным топливом.

Проверка герметичности прибора ВМ-6.

Утечка масла через соединения:

· напорного цилиндра со стаканом,

· напорного цилиндра с втулкой.

или через зазор между плунжером и втулкой приводит к завышенным показаниям прибора и неправильной оценке водоотдачи бурового раствора. Чтобы избежать ошибок при измерении водоотдачи, необходимо проверить герметичность прибора.

Для этого собирают фильтрационный узел так же, как это делается при измерении водоотдачи. Стакан фильтрационного узла заполняют буровым раствором с водоотдачей В = 2-3 см3/30 мин или плохо фильтрующейся жидкостью, например, 7-10% раствором КМЦ. Собирают напорный узел, тщательно протерев наружные поверхности напорного цилиндра и фильтрационного стакана. В напорный цилиндр заливают масло так, чтобы уровень его не доходил до края втулки на 1-1,5 см. Вставляют плунжер, совмещают нулевое деление шкалы с риской на втулке напорного цилиндра. Замечают и записывают в лабораторный журнал время начала опыта и оставляют прибор на 30 минут НЕ ОТКРЫВАЯ КЛАПАНА ФИЛЬТРАЦИОННОГО УЗЛА. Во время опыта периодически вращают плунжер и следят, не появились ли на поверхности прибора подтеки масла. Если по истечении 30 минут плунжер опустится не более чем на 0,5 деления шкалы, прибор считается герметичным.

Если показание прибора больше 0,5 деления, то по подтекам масла обнаруживают место утечки и, по возможности, устраняют ее. Утечку в зазоре между плунжером и втулкой в лабораторных условиях ликвидировать невозможно и прибор должен быть заменен. При отсутствии исправного запасного прибора определяют величину утечки по показанию в конце опыта и вычитают эту поправку из показаний прибора при измерении водоотдачи буровых растворов.

Принцип измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига.

Измерение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига происходит с помощью ротационного вискозиметра. Измерительное устройство ротационного вискозиметра состоит (рис. 4) из наружного вращающегося цилиндра 1, имеющего несколько скоростей вращения, и внутреннего измерительного цилиндра 2, ось которого соединена с упругим элементом (пружиной) 3. Испытуемая жидкость находится в зазоре между наружным и внутренним цилиндрами. При вращении наружного цилиндра крутящий момент передается жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоев жидкости в зазоре уменьшается в направлении от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями жидкости возникают касательные напряжения, величина которых зависит от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Чем больше эти величины, тем больше касательные напряжения в жидкости, тем больше крутящий момент, передаваемый измерительному цилиндру, и тем больше угол поворота этого цилиндра.

Используя различные скорости вращения наружного цилиндра (то есть, изменяя скорость сдвига) измеряют угол поворота измерительного цилиндра, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости. Полученные данные позволяют вычислить значения пластической вязкости и динамическое напряжение сдвига испытуемой жидкости.



Рис. 4. Принципиальная схема ротационного вискозиметра

Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3.

1. Установить выключатель 6 (рис.5) в положение «откл».

2. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана.

3. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт.

4. Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски.

5. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8.

6. Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо.

7. С помощью переключателя 7 установить частоту вращения наружного цилиндра n=600 об/мин.



Рис. 5. Вискозиметр ВСН-3

8. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра.

9. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». При этом наружный цилиндр вискозиметра вращается с частотой 600 об/мин.

10. Непрерывно наблюдая за положением шкалы прибора, дождаться стабильного положения шкалы и взять отсчет угла поворота ?600 , соответствующего частоте вращения наружного цилиндра n=600 об/мин.

11. Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл». С помощью переключателя 7 установить частоту вращения наружного цилиндра n=300 об/мин. Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл».

12. Дождавшись стабильного показания прибора взять отсчет угла поворота внутреннего цилиндра ?300 , соответствующего частоте вращения наружного цилиндра n=300 об/мин.

13. Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором. Опорожнить стакан, вымыть его и протереть насухо.

14. Вычислить величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по формулам:

К1 и К2 - константы, зависящие от упругости пружины вискозиметра.

Для пружины №2 , используемой при выполнении лабораторной работы, К1=10-3, К2=0,3, К3=103.

Определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра FANN модель 35.

1. Включить прибор (рис.6) в сеть через регулятор напряжения, установив напряжение на выходе равное 115 В.

2. В металлический стакан прибора 1 залить до риски испытуемый глинистый раствор.

3. Поместить стакан на столик 2 прибора и поднять столик так, чтобы внешний вращающийся цилиндр 3 вискозиметра погрузился в раствор до риски, расположенной выше отверстий цилиндра.

4. Повернув ручку выключателя 4 в направлении «к себе» включить двигатель. При этом положении выключателя внешний цилиндр вращается с частотой 600 об/мин.

5. Наблюдая за положением шкалы 5 дождаться стабильного показания. Записать значение угла поворота ?600 в лабораторный журнал.

6. Перевести выключатель в положение «от себя». При таком положении выключателя внешний цилиндр вращается с частотой 300 об/мин.

7. Дождаться стабильного показания прибора. Записать значение угла поворота измерительного цилиндра ?300 в лабораторный журнал.

8. Вычислить величину пластической вязкости глинистого раствора по формуле:

вычислить величину динамического напряжения сдвига по формуле:

Рис. 6. Вискозиметр FANN

Эффективная вязкость.

Для оценки текучести буровых растворов иногда пользуются величиной эффективной вязкости. Этот параметр выводится путем деления уравнения Шведова-Бингама на dv/dn:

(а)

Двучлен в правой части этого равенства называют эффективной вязкостью и обозначают ?эф.

(б)

Если подставить ?эф в равенство (а), то уравнение Шведова-Бингама приводится к виду, аналогичному уравнению Ньютона:

(в)

Эффективная вязкость неньютоновской жидкости, как следует из равенства (б), не является величиной постоянной. Она меняется с изменением скорости сдвига. Поэтому, чтобы можно было сравнивать между собой разные буровые растворы, принято измерять эффективную вязкость при определенной скорости сдвига. Обычно измерение проводят при частоте вращения наружного цилиндра ротационного вискозиметра равной 600 об/мин.

Таким образом, как это следует из уравнения (в), эффективную вязкость бурового раствора можно представить себе как динамическую вязкость некоторой эквивалентной ньютоновской жидкости, в которой при выбранной скорости сдвига действует такое же напряжение сдвига, как и в испытуемом буровом растворе.

Динамическая вязкость может быть вычислена по формуле:

,

где ? - угловая скорость вращающегося цилиндра вискозиметра, рад/с;

? - угол поворота измерительного цилиндра при данной угловой скорости, град;

m - константа упругого элемента вискозиметра, мПа•с/град.

Для пружины №2 вискозиметра ВСН-3:

m=32,2 мПа•с/град.

Если измерять эффективную вязкость при скорости вращения наружного цилиндра, n=600 об/мин, то расчетная формула принимает вид:

Этой же формулой пользуются при измерении эффективной вязкости с помощью прибора фирмы FANN модель 35.

Измерение статического напряжения сдвига.

Для измерения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2 (рис.7). Основными частями этого прибора являются два соосных цилиндра. Внешний цилиндр 1, выполненный в виде стакана, устанавливается на вращающемся столике 2, приводимом в движение электромотором 3. Внутренний цилиндр 4, имеющий рифленую боковую поверхность и воздушный карман на нижнем основании, подвешен на упругой нити 4 к подвесной головке 6. На трубке, ограждающей нить, установлен лимб 7, разделенный на 360 градусов. Отсчет по лимбу производят с помощью указателя, укрепленного на кронштейне 8.

Рис. 7. Прибор СНС-2

Порядок определения статического напряжения сдвига.

1. Установить стакан прибора на вращающийся столик так, чтобы штифт стакана вошел в паз столика.

2. Опустить подвесной цилиндр в стакан и повесить его на упругой нити к головке прибора.

3. С помощью установочных винтов 9 добиться соосности подвесного цилиндра и стакана.

4. Лимб прибора привести в такое положение, чтобы нулевое деление находилось против риски указателя. Для этого приподняв лимб переставить его в положение, при котором нулевое деление окажется наиболее близко к указателю. Затем поворотом подвесной головки окончательно совместить нулевое деление с риской указателя.

5. С помощью кружки вискозиметра ВП-5 залить испытуемый буровой раствор в стакан до уровня верхнего торца подвесного цилиндра. Чтобы раствор равномерно распределялся по зазору, следует слегка поворачивать подвесной цилиндр вокруг оси на угол 60 - 900.

6. Заполнив стакан прибора буровым раствором, разрушить образовавшуюся в нем структуру, поворачивая несколько раз подвесной цилиндр вокруг его оси на угол 60 - 900. Установить подвесной цилиндр соосно со стаканом, расположив нулевое деление шкалы против риски указателя.

7. Оставить прибор в покое на I минуту.

8. По истечении этого времени включить электромотор и наблюдать по указателю за вращением лимба. В момент, когда лимб перестанет вращаться, то есть в момент разрыва структуры взять отсчет угла поворота .

9. Выключить электромотор и повторить дважды замер в соответствии с п.п. 6-8.

10. Вычислить среднее из трех замеров значение угла поворота внутреннего цилиндра

11. Вычислить одноминутное напряжение сдвига, умножив среднее значение угла поворота на коэффициент упругости нити

12. После окончания замера одноминутного статического напряжения сдвига разрушить структуру бурового раствора вращением подвесного цилиндра и оставить прибор в покое на 10 минут.

13. По истечении 10 минут включить электромотор и замерить по лимбу угол поворота подвесного цилиндра .

14. Вычислить величину десятиминутного статического напряжения сдвига, умножив измеренное значение угла поворота на коэффициент упругости нити:

Калибрование нитей прибора СНС-2.

Приборы СНС-2 поставляются с калиброванными упругими нитями. Значения коэффициентов упругости нитей приводятся в паспорте прибора. Поскольку в результате коррозии упругость нитей со временем меняется, необходимо периодически проводить повторное калибрование нитей.

В результате калибрования определяются величина касательного напряжения, действующего на поверхности подвесного цилиндра при закручивании нити на 1 градус.

Калибрование состоит из измерения полного периода колебаний подвесного цилиндра с укрепленным на нем градуировочным кольцом и без этого кольца.

Порядок калибрования.

1. Снять со столика прибора наружный цилиндр.

2. Внутренний цилиндр со шкалой подвесить к головке.

3. Плавным поворотом головки привести подвешенный цилиндр в колебательное движение вокруг его оси. При этом шкала прибора не должна задевать за указатель.

4. С помощью секундомера измерить продолжительность 50 полных периодов колебания подвешенного цилиндра . Записать результат в лабораторный журнал.

5. Остановить цилиндр. Затем повторить измерение в соответствии с п.п. 3-4 дважды.

6. Вычислить среднее значение полного периода крутильных колебаний системы:

7. Остановить цилиндр. Снять его с подвесной головки. Снять шкалу. Установить на подвесной цилиндр градуировочное кольцо. Установить шкалу. Подвесить цилиндр к подвесной головке.

8. Руководствуясь указаниями п.п. 3-5, измерить трижды продолжительность пятидесяти полных периодов крутильных колебаний системы с градуировочным кольцом: , и .

9. Вычислить среднее значение полного периода крутильных колебаний системы:

10. Вычислить постоянную нити, характеризующую величину касательного напряжения сдвига, действующего на поверхности внутреннего цилиндра при закручивании нити на 1 градус:

В этой формуле:

М - масса градуировочного кольца, кг;

RH - наружный диаметр градуировочного кольца, м;

Rв - внутренний диаметр градуировочного кольца, м;

r - радиус подвесного цилиндра, м;

h - высота подвесного цилиндра, м.

Измерение статического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3.

Конструкция ротационного вискозиметра ВСН-3 предусматривает возможность измерения статического напряжения сдвига. Для этого прибор имеет частоту вращения наружного цилиндра n=0,2 об/мин.

Порядок определения статического напряжения сдвига.

1. По окончании замера пластической вязкости и динамического напряжения сдвига выключить электродвигатель и переключателем установить частоту вращения наружного цилиндра n=600 об/мин.

2. Включить электродвигатель и в течение 30 секунд вращением наружного цилиндра осуществлять разрушение структуры бурового раствора.

3. По истечении 30 секунд выключить электродвигатель и, включив секундомер, начать отсчет времени образования структуры. Переключателем скорости установить частоту вращения наружного цилиндра 0,2 об/мин. При выключении электродвигателя внутренний цилиндр обычно не возвращается в исходное положение вследствие того, что образующаяся в буровом растворе структура препятствует этому. Несмотря на это отсчет угла поворота следует производить от нулевого деления.

4. По истечении 60 секунд с момента остановки прибора включить электродвигатель и наблюдать по визиру за изменением положения шкалы. Если показание прибора увеличивается, то наблюдение продолжать до тех пор, пока шкала прибора не перестанет перемещаться. Максимальный угол поворота шкалы соответствует моменту разрушения структуры, в который касательные напряжения сдвига в буровом растворе соответствуют статическому напряжению сдвига. Если же после включения двигателя показание прибора начинает уменьшаться или остается неизменным, то это значит, что разрушение структуры произошло в момент включения двигателя и что статическому напряжению сдвига соответствует начальное показание прибора.

5. После снятия показания прибора выключить электродвигатель. Установить переключателем частоту вращения 600 об/мин и повторить замер в соответствии с п.п. 2-4. измерение одноминутного статического напряжения сдвига повторить трижды.

6. Вычислить среднее из трех замеров значений угла поворота внутреннего цилиндра:

7. Вычислить одноминутное статическое напряжение сдвига, умножив среднее значение угла поворота на коэффициент упругости пружины

8. По окончании замера одноминутного статического напряжения сдвига вращением наружного цилиндра с частотой 600 об/мин в течение 30 секунд разрушать структуру бурового раствора и оставить в раствор в покое на 10 мин, установив переключателем частоту вращения 0,2 об/мин.

9. По истечении 10 минут включить электромотор и произвести замер угла поворота внутреннего цилиндра ?10.

10. Вычислить величину десятиминутного статического напряжения сдвига, умножив измеренное значение угла поворота на коэффициент упругости пружины:

Измерение условной вязкости.

Условную вязкость измеряют с помощью стандартного полевого вискозиметра ВП-5 (СПВ-5) (рис.8). В комплект этого прибора входят воронка 1, кружка 2 и сетка 3. В нижнюю часть воронки впаяна трубка длиной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделяется на 2 части. Одна имеет объем 500 см3, а другая - 200 см3.

Порядок измерения.

1. Установить воронку на штативе в вертикальном положении. Сверху в воронку вложить сетку, предохраняющую воронку от засорения крупными обломками породы, комочками глины и т.п.

2. Пользуясь кружкой в воронку залить 700 см3 хорошо перемешанного глинистого раствора. При заполнении воронки раствором отверстие трубки закрыть пальцем.

3. Подставить под воронку кружку объемом 500 см3. Убрать палец, закрывающий трубку, и одновременно включить секундомер.

4. В момент, когда кружка наполнится раствором до краев, выключить секундомер и одновременно закрыть пальцем трубку.

5. Выпустить из воронки остаток раствора и повторить измерение (п.п. 2-4). Замеры повторять до тех пор, пока три последовательных измерения не дадут одинаковые результаты.



Рис. 8. Вискозиметр ВП-5

Проверка вискозиметра ВП-5.

Погрешности при измерении условной вязкости возможны вследствие засорения трубки, ее износа, деформации. Чтобы избежать ошибок необходимо перед началом работы проверить прибор. Проверка вискозиметра заключается в определении его «водного числа». «Водным числом» вискозиметра называется время истечения из воронки 500 см3 пресной воды из общего объема 700 см3. Согласно техническим условиям «водное число» прибора ВП-5 равно 15+0,2 с. Если при проверке вискозиметра окажется, что его «водное число» больше 15,2 с, следует тщательно промыть воронку, прочистить трубку и вновь подвергнуть вискозиметр проверке. Если же «водное число» прибора окажется меньше 14,8 с, то вискозиметр считается непригодным к работе и его следует заменить.

Измерение условной вязкости по малой воронке.

В практике работы исследовательских лабораторий получила распространение оценка текучести буровых растворов с помощью малой воронки, которая снабжена трубкой длиной 20мм и внутренним диаметром 4 мм.

Условная вязкость по малой воронке, обозначаемая Т100, оценивается временем истечения 100 см3 бурового раствора из 200 см3 залитых в воронку.

Измерение рН глинистых растворов.

Наиболее точным способом измерения водородного показателя является электрометрический - основанный на способности некоторых веществ изменять потенциал в зависимости от концентрации водородных ионов. Из таких веществ изготавливают измерительные электроды. Измерительный электрод в паре с электродом сравнения, потенциал которого не зависти от рН раствора, образует гальванический элемент. ЭДС такого элемента зависит от концентрации водородных ионов. Измерив ЭДС с помощью потенциометра, заранее откалиброванного и градуированного в единицах рН. Определяют величину водородного показателя раствора.

В качестве измерительного прибора при определении рН глинистых растворов используют стеклянный электрод (рис.9), представляющий собой стеклянную трубочку с шариком на конце. Толщина стекла шарика примерно 0,01 мм. Трубочка заполнена жидкостью с постоянным рН (например 0,1Н НCl), в которую погружен вспомогательный хлорсеребряный электрод.

Электродом сравнения служит каломельный электрод-2, состоящий из металлической ртути, покрытый каломелью (Hg2Cl2) и погруженный в насыщенный раствор KCl. Ввиду большого электрического сопротивления стекла элемент из стеклянного и каломельного электродов дает очень слабый ток. Поэтому в схему прибора для измерения рН вводят электронный усилитель.

Подготовка электродов к работе.

Новый стеклянный электрод 1 вымачивают в 0,1Н раствора KCl не менее 8 часов.

Сосуд каломельного электрода 2 заполняют насыщенным раствором KCl. В сосуде при этом обязательно должны находится несколько кристалликов KCl.

Подготовка к работе прибора «рН-34С».

Установить в штативе 4 стеклянный 1 и каломельный 2 электроды. Стеклянный электрод подключить к гнезду ИЗМ, на задней стенке прибора, а каломельный электрод - к клемме ВСП.

Установить датчик температурного компенсатора 3 в штативе и подключить его к клеммам ТЕРМОКОМПЕНСАТОР. Перемычку на этих клеммах повернуть в нижнее положение и зажать винтом. Соединить провод заземления штатива с зажимом заземления на задней стенке прибора.

Переключатель рода работы 5 установить в положение «рН».

Заземлить прибор, соединив проводом зажим заземления с лабораторной шиной заземления.

Переключатель РАЗМАХ установить в положение «15рН».

Подключить прибор к сети 220 В, 50 Гц.

Налить в стеклянный стаканчик 7 дистиллированную воду.

Поставить стаканчик на подъемный столик штатива 8 и приподнять столик так, чтобы электроды 1 и 2 и датчик термокомпенсатора 3 погрузились в раствор не менее чем на 40 мм. Ручкой ВКЛ включить прибор. При наличии напряжения питания на панели загорается контрольная лампочка.

Перед началом работы прибор для подогрева оставляют включенным не менее чем на 30 минут.



Рис. 9. рН-метр.

Порядок измерения рН.

1. Ослабив зажим 9 опустить подъемный столик и убрать стакан 7 с дистиллированной водой.

2. Снять колпак с каломельного электрода, открыть боковое отверстие, вынув резиновую пробку.

3. Фильтровальной бумагой насухо обтереть электроды 1 и 2 и датчик терморегулятора 3.

4. В стеклянный стакан налить испытуемый глинистый раствор. Поставить стакан на подъемный столик и, подняв его, погрузить электроды в глинистый раствор на глубину 40-50 мм. Оставить электроды в растворе на 3 минуты.

5. По истечении этого времени взять отчет по нижней шкале прибора 10 с точностью до 0,1рН.

6. Опустить столик 8, убрать стакан с глинистым раствором.

7. Вымыть электроды 1 и 2, для чего погрузить их в стакан с водопроводной водой и мягкой кистью удалить с их поверхности остатки глинистого раствора. Ополоснуть электроды еще раз в чистой водопроводной воде и поместить в стакан с дистиллированной водой.

8. По окончании работы надеть колпачок на нижний конец каломельного электрода, закрыть пробкой его боковое отверстие и выключить прибор.

Измерение относительной плотности буровых растворов.

Для измерения относительной плотности буровых растворов служит ареометр АГЗ-ПП (рис.10). В комплект прибора входят ведро с крышкой и ареометр, состоящий из стакана 1, поплавка с цилиндрической шкалой 2 и съемного груза 3. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность буровых растворов в пределах от 0,90 до 1,70. Без груза ареометр имеет пределы измерения от 1,60 до 2,40. Прибор имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения не только пресную, но и минерализованную воду.

Порядок измерения относительной плотности.

1. Промыть водой и вытереть насухо стакан ареометра.

2. Наполнить ведерко водопроводной водой.

3. Заполнить стакан ареометра испытуемым буровым раствором.

4. Присоединить поплавок к стакану.

5. Смыть водой с поверхности стакана выдавленный поплавком буровой раствор.

6. Погрузить ареометр в ведерко с водой. Вращением прибора согнать воздушные пузыри.

7. Прочитать значение относительной плотности бурового раствора на уровне верхнего края мениска воды по шкале с пределами 0,90 - 1,70, если ареометр используется с грузом; или по шкале с пределами измерения 1,60 - 2,40, если прибор используется без съемного груза.

Определение относительной плотности с учетом поправки на плотность воды.

Если в ведерко ареометра залита не пресная, а минерализованная вода с плотностью отличной от 1000 кг/м3, то в результате измерения относительной плотности необходимо ввести поправку. Для определения поправки нужно:

1. Заполнить стакан ареометра водой из ведерка, в котором производится замер.

2. Присоединить поплавок к стакану.

3. Погрузить ареометр в ведерко с водой. Вращением прибора согнать воздушные пузыри.

4. По поправочной шкале прочитать значение поправки и записать его в лабораторный журнал с соответствующим знаком. После измерения плотности бурового раствора показание ареометра алгебраически суммируются с поправкой. Эта сумма и является величиной относительной плотности.

Проверка ареометра.

Погрешность при измерении относительной плотности ареометром могут быть следствием нарушения правильного соотношения между подъемной силой поплавка и весом прибора, что имеет место при:

· Уменьшении массы стакана с грузом вследствие износа;

Рис. 10. Ареометр АЗГ-ПП

· Увеличении веса стакана вследствие затвердевания в стакане остатков бурового или цементного раствора;

· Попадании воды внутрь поплавка;

· Наличии деформации стакана или поплавка.

Чтобы обнаружить неисправность прибора, его перед работой следует проверить. Проверка состоит в следующем:

1. Ареометр подвергают осмотру с целью обнаружения деформаций, отвердевшего раствора.

2. Проверяется правильность показаний ареометра путем измерения относительной плотности чистой пресной воды. Показание ареометра при этом должно быть 1,00+0,01.

3. Проверяется герметичность поплавка путем измерения относительной плотности бурового раствора. Контрольный раствор должен иметь относительную плотность в пределах 1,60 - 1,70. Замер производят два раза: при надетом съемном грузе и без груза. В случае, если поплавок герметичен, разница между двумя измеренными значениями относительной плотности не должна превышать 0,01.

Измерение плотности бурового раствора с помощью пикнометра.

Точность измерения относительной плотности буровых растворов не превышает + 0,01. При необходимости более точного измерения плотности пользуются пикнометром.

Пикнометр (рис.11) представляет собой стеклянный сосуд с притертой пробкой, через которую проходит цилиндрический канал небольшого диаметра, служащий для удаления избытка жидкости из пикнометра.

Порядок измерения.

1. Чистый и высушенный пикнометр заполнить тщательно перемешанным буровым раствором.

2. Плотно закрыть пикнометр притертой пробкой с капилляром.

3. Насухо обтереть наружную поверхность пикнометра.

4. Взвесить пикнометр с буровым раствором на технико-химических весах с точностью до + 10 мг или на аналитических весах с точностью + 1 мг.

5. Вычислить с точностью до 0,001 г/см3 плотность бурового раствора по формуле:

где Gпр - масса пикнометра с буровым раствором, г;

Gп - масса порожнего пикнометра, г;

Vп - объем пикнометра, см3.

Рис. 11. Пикнометр

Определение содержания «песка».

Для измерения содержания песка в глинистом растворе пользуют металлический отстойник СМ-2 (рис.12), который представляет собой металлический сосуд 1, соединенный в нижней части со стеклянной градуированной пробиркой 2. Прибор снабжен крышкой-колпачком 3, емкостью 50 см3. В отстойнике имеется боковое отверстие. Объем отстойника до отверстия 500 см3.



Рис. 12. Отстойник СМ-2

Порядок измерения содержания «песка».

1. Ополоснуть отстойник, чтобы в пробирке не оставалось осадка от предыдущего замера.

2. Заполнить отстойник до половины водой.

3. Перемешать глинистый раствор. С помощью колпачка-крышки отмерить 50 см3 раствора и влить его в отстойник. Смыть водой остатки глинистого раствора из колпачка в отстойник.

4. Долить воды в отстойник до бокового отверстия.

5. Закрыть отстойник крышкой. Придерживая крышку рукой и закрыв боковое отверстие пальцем, встряхивать содержимое в течение 30 секунд.

6. Перевернуть отстойник стеклянной пробиркой вниз, встряхнуть несколько раз, чтобы удалить воздух из пробирки и оставить в вертикальном положении на 1 минуту.

7. По истечении 1 минуты определить по делениям пробирки объем осадка - Vn. Удвоенный объем осадка составляет содержание «песка» в объемных процентах.

Определение стабильности буровых растворов.

Параметр «стабильность» определяют с помощью цилиндра ЦС-2 (рис.13) и ареометра АГЗ-ПП.

Цилиндр ЦС-2 - это сосуд со сливным патрубком в средней части.

Порядок измерения стабильности.

1. Тщательно перемешанным раствором заполнить цилиндр ЦС-2, накрыть его и оставить в покое на 24 часа.

2. По истечении этого времени слить через патрубок раствор из верхней половины цилиндра в стакан ареометра АЗГ-ПП и измерить относительную плотность этого раствора - .

3. Опорожнить ареометр, вымыть и насухо вытереть его.

4. Перемешать раствор в нижней части цилиндра ЦС-2, заполнить этим раствором стакан ареометра и измерить его относительную плотность .

5. Вычислить стабильность бурового раствора:

Если буровой раствор не вытекает из патрубка, то следует прочистить патрубок проволокой. В случае, если этот прием не дает положительного результата, следует осторожно размешать верхнюю часть раствора. Если и после этого раствор не течет через сливной патрубок, то следует осторожно извлечь верхнюю часть раствора ложкой или шпателем.

...