Выбор реологических свойств бурового раствора.

 

Реологические свойства буровых растворов должны быть регламентированы поскольку эти свойства необходимы для составления гидравлической программы бурения скважины.

Реологические свойства промывочных жидкостей обычно характеризует значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ ₀

Реологические свойства зависят, прежде всего, от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от концентрации твердой фазы. В свою очередь, содержание твердой фазы непосредственно связано с плотностью бурового раствора. По этой причине принято представлять показатели реологических свойств буровых растворов как функцию их плотности.

Эффективная вязкость

 

Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 ос­нащенного пружиной при частотах вращения n₁=300 и n₂=600 об/мин, эффектив­ную вязкость можно рассчитать по формуле:

(7.3) [η _эф]=мПа·с [τ ₀]=дПа

Интервал 0 - 353м.

η _эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Интервалы 353 - 690м и 1158 – 1661м.

η _эф=5+94/5 = 21 мПа·с

Интервалы 690 – 1158м и 1661 – 1686м.

η _эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Интервал 1686 – 1697м.

η _эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Условная вязкость

По величине η _эф рассчитывают условную вязкость УВ

УВ=14, 7+0, 87· η _эф +0, 01· η _эф ² (7.4)

При ρ > 1100 кг/м³ вводится поправка

УВ=УВ·1, 1/ρ _о

Интервал 0-353м.

УВ=(14, 7+0, 87·24+0, 01·24²) ·1, 1/1, 18 = 23 с.

Интервалы 353 -690м и 1158 – 1661м.

УВ=14, 7+0, 87·21+0, 01·21² = 15 с.

Интервалы 690 -1158м и 1661 – 1686м.

УВ=(14, 7+0, 87·24+0, 01·24²) ·1, 1/1, 25 = 40 с.

Интервал 1686 -1697м.

УВ=14, 7+0, 87·21+0, 01·21² = 25 с.

 

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора долж­но находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение-этого пока­зателя составляет 15 дПа.

Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти, значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

к_т=θ ₁₀/θ ₁≤ 3 (7.5)

θ ₁=1, 7÷ 5, 8

θ ₁₀=2, 5÷ 13, 5

к_т=

Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.

Реологические и структурные свойства раствора сведены в таблицу:

 

Таблица 7.6

Структурные свойства растворов

 

Интервал Параметр	0 - 353 м	353 - 690м и 1158 – 1661м	690 -1158м и 1661 – 1686м	1686 – 1697м
Плотность, кг/м3
Пластическая вязкость, мПа·с, η	8-10	5-10	8-10	17 – 60
Динамическое напряжение сдвига, τ о д Па	95-100	90-95	95-100	5-40
Одноминутное статиче­ское напряжение сдвига θ 1, дПа	30-35	25-30	30-35	2-4
Десятиминутное статиче­ское напряжение сдвига, θ 10, дПа	60-70	50-60	60-70	6-8
Эффективная вязкость η эф. мПа·с	23-25	20-22	23-25	23-25
Условная вязкость УВ, с

 

Выбор величины показателя фильтрации

Коркообразующие и фильтрационные свойства растворов оцениваются величи­ной водоотдачи. Фильтрационная корка образующаяся на стенках скважины играет важную роль в процессе бурения. Корка укрепляет стенки скважины и должна быть малопроницаемой, прочной и тонкой.

Для интервала 0-353 м величина фильтрации не должна превышать 10-15 см³/30 мин.

Для интервалов 353-690м и 1158-1661м величина фильтрации не должна превышать 8-10 см³/30 мин.

Для интервалов 690-1158м и 1661-1686м величина фильтрации не должна превышать 4-8 см³/30 мин.

Для интервала 1686 – 1697м величина фильтрации не должна превышать 5-6 см³/30 мин.

 

Выбор величины водородного показателя

Наиболее эффективное действие большинства химических реагентов на глинистый раствор соответствует определенному диапазону рН. На всех интервалах следует поддерживать рН=8-9.

Содержание песка

Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.

 

7.3.6. Проверка реологических свойств.

 

Режим течения

Увеличение дифференциального давления на забой скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико- экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются снизить гидравлические потери при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических потерь достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока и поддержания ламинарного режима течения в затрубном пространстве.

При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения является снижение эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.

Если задана скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарный режим течения в затрубном пространстве.

Критическое значение критерия Рейнольдса при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:

Re_кр=7, 3·Не^{0, 58}+2100 (7.6)

где:

Не - Критерий Хедстрема Не= τ ₀·(D_c-D)²·ρ /η ² (7.7)

τ ₀ - динамическое напряжение сдвига (Па)

η - пластическая вязкость (Па·с)

D_c - диаметр скважины (м)

D - наружный диаметр бурильной колонны (м)

Выбранная скорость восходящего потока не должна превышать критическое значение скорости течения, т.е. должно соблюдаться условие:

w≤ w_кр

данную проверку следует провести для интервалов сложенных неустойчивыми породами: 0-353 м, 1686-1697 м.

0-353 м.

Не=10·(0, 3937-0, 127)²·1180/0, 024²= 1530012, 1

Re_кр=7, 3·(1530012, 1)^{0, 58}+2100=30312, 8

W_kp=(30312, 8·0, 024)/(0, 3937-0, 127) ·1180)=2, 2 м/с

W=4·Q/ (π ·(D_c²-D²))= 4·0, 024/ (3, 14·(0, 3973²-0, 127²))=0, 128/0, 45=0, 28 м/с

За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

He=10·(0, 3937-0, 178)²·1180/0, 024²= 1000804, 2

Re=7, 3·(1000804, 2)^{0, 58}+2100=24155, 9

W_kp=(24155, 9·0, 024)/((0, 3937-0, 178) ·1180))=2, 1 м/с

W=4·0, 024/(3, 14·(0, 3937²-0, 178²))=0, 128/0, 396=0, 32 м/с

За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

1686-1697 м.

Не=10·(0, 2159-0.127)²·1020/0, 021²= 184229, 0

Re_кр=7, 3·(184229, 0)^{0, 58}+2100=220311, 3

W_kp=(220311, 3·0, 021)/(0, 2159-0, 127) ·1020)=5, 6 м/с

W=4·Q/ (π ·(D_c²-D²))= 4·0, 021/ (3, 14·(0, 2159²-0, 127²))=0, 064/0, 0957=0, 88 м/с

За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

Не=10·(0, 2159-0, 178)²·1020/0, 021²= 33483, 7

Re_кр=7, 3·(33483, 7)^{0, 58}+2100=5174, 2

W_kp=(5174, 2·0, 021)/(0, 2159-0, 178) ·1020)=2, 8 м/с

W=4·Q/ (π ·(D_c²-D²))= 4·0, 021/ (3, 14·(0, 2159²-0, 178²))=0, 064/0, 045=1, 7 м/с

За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: