Реологические параметры буровых растворов

Реологические свойства буровых растворов должны быть регламентированы, поскольку они необходимы для составления гидравлической программы бурения скважин.

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 ряда прочих менее значительных факторов.

По сегодняшний день для оценки реологических свойств буровых растворов, наибольшее распространение получили константы Бингамовской модели течения: пластическая вязкость (h_пл) и предел текучести – динамическое напряжение сдвига (t₀). Эти величины были и остаются очень важными критериями для описания. Тем не менее, эта модель не всегда может достаточно точно предсказать поведение бурового раствора в реальных рабочих условиях, поэтому для получения более точных реологических характеристик (особенно при использовании полимерных безглинистых и малоглинистых систем) в процессе их движения в затрубном пространстве желательно использовать модель степенного закона (Оствальда де- Вааля для псевдопластичных жидкостей). Более подробно данный материал изложен в разделе: «Современное состояние и основные проблемы промывки скважин с горизонтальными участками ствола».

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота, для чего ограничивают плотность бурового раствора и стараются уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических сопротивлений достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора.

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

Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора.

Выбранная скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве позволяет вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарное течение в затрубном пространстве.

Определение минимально необходимого значения динамического напряжения сдвига (ДНС) для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве производится по следующей схеме.

Критическая скорость течения и критическое значение критерия Рейнольдса определяется через критерий Хедстрема:

 

(1)

 

t₀ – динамическое напряжение сдвига, Па;

h - пластическая вязкость, Па× с;

r - плотность, кг/м³;

d_c – диаметр скважины, м;

d – наружный диаметр бурильной колонны.

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

Re_кр=7, 3× Не^{0, 58}+2100 (2)

Критическая скорость течения:

 

 

(3)

 

Приведенные зависимости используются для определения минимально необходимого значения динамического напряжения сдвига t_0min.

Выбранная скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не должна превышать критическое значение скорости течения, то есть должно соблюдаться условие:

(4)

 

Такому значению критерия Рейнольдса соответствует величина критерия Хедстрема, определяемая из равенства (2), подстановкой в него вычисленного значения Re_кр из (4)

 

(5)

 

 

Подставив в формулу (1) значение Не_кр и решая его относительно t₀, получаем минимально допустимую величину динамического напряжения сдвига бурового раствора, при которой в растворе, движущемся с выбранной скоростью W начинается турбулизация потока:

 

(6)

 

Что касается степени выноса выбуренной породы, то при ламинарном режиме течения практикой бурения установлено оптимальное соотношение t₀/h=2¸ 3, если t₀ выражено в дПа, а h - в мПа× с.

При бурении интервалов под эксплуатационную колонну можно принимать t₀/h=2, при бурении под кондуктор и промежуточные колонны, когда d/d_c> 0, 5 и необходимо улучшить условия выноса породы, целесообразно поддерживать t₀/h=3.

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: