Строительство скважин - Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов

 

 Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов

 

Перечень основных и производных от них показателей, характеризующих реологические свойства буровых растворов, определяется выбором реологической модели.

 

Среди известных реологических моделей буровых растворов наибольшим распространением в отечественной и зарубежной практике пользуются модели Бингама - Шведова и Оствальда -де Ваале.

 

 

t = t0 + h×g

 

t = k×(g)n

 

Однозначное  мнение о том, какая из названных  моделей  является наиболее предпочтительной, до сих пор отсутствует. В связи с этим настоящей методикой по примеру зарубежной практики предусматривается использование той и другой моделей одновременно. Это позволяет для оценки реологических свойств буровых растворов использовать следующие показатели:

 

     - пластическая вязкость ПВ, мПа*с;

 

     - динамическое напряжение сдвига  ДНС, дПа;

 

     - коэффициент пластичности  КП, 1/с;

 

     - показатель неньютоновского поведения  ПНП;

 

     - показатель консистенции  ПК, мПа*с;

 

     - эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 -ЭВ 100, мПа*с;

 

     - эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре     ЭВ10000, мПа*с;

 

     - коэффициент сдвигового разжижения  КСР.

 

     Пластическая вязкость бурового раствора характеризует темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости  сдвига. С увеличением пластической вязкости  возрастают гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины, и снижается ресурс работы буровых насосов, а также доля гидравлической мощности, подводимой к забойному двигателю и долоту.

 

Динамическое  напряжение сдвига косвенно характеризует прочностное сопротивление бурового раствора течению. С увеличением динамического напряжения сдвига увеличивается удерживающая способность раствора, но вместе с тем возрастают гидравлические  сопротивления в циркуляционной системе скважины, амплитуда колебаний давления при  пуске и остановке насосов и выполнении СПО, а также  вероятность  образования застойных зон с аккумуляцией в них выбуренной породы.

 

Коэффициент пластичности характеризуется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая  способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное  разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом  высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости  бурового  раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

 

Показатель  неньютоновского поведения бурового раствора характеризует степень отклонения его реологического  поведения  от поведения ньютоновских жидкостей. Снижение значений показателя  неньютоновского поведения  вызывает  выполаживание  эпюры  скоростей  потока бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, в результате чего повышается его транспортирующая способность, так как основная  масса  шлама оказывается в зоне максимальных скоростей.

 

Показатель консистенции характеризует густоту или вязкость бурового раствора. С увеличением  показателя  консистенции  увеличивается его транспортирующая и удерживающая способность, но вместе с тем увеличиваются и гидравлические  сопротивления  в циркуляционной  системе, а также  амплитуда  колебаний  давления  при  инициировании течения бурового раствора и выполнении СПО, что повышает  вероятность возникновения гидроразрыва стенок скважины со всеми вытекающими (или втекающими) последствиями.

 

Эффективная вязкость при скорости сдвига равной 100 с-1 характеризует вязкость бурового раствора в кольцевом пространстве скважины и является  основным показателем, определяющим транспортирующую способность потока, которая тем выше, чем выше значения  ЭВ100. Однако с ростом  ЭВ (100) увеличиваются гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в кольцевом пространстве и, соответственно, дифференциальное  давление, что ведет к снижению  механической  скорости бурения и проходки на долото в результате не только удержания  частиц разрушенной породы на забое, но и ухудшения условий формирования зоны предразрушения (условий зарождения и развития макро- и микротрещин).

 

Эффективная вязкость при полностью разрушенной структуре  характеризует вязкость бурового раствора в насадках долот и в шламоотделителях. С уменьшением ЭВ10000 повышается степень очистки  забоя скважины от шлама и охлаждения вооружения долот, вследствие чего возрастает ресурс их работы и механическая скорость бурения. Кроме того, с уменьшением ЭВ (10000) снижается интенсивность обогащения  бурового раствора шламом, так как при меньшей вязкости последний легче отделяется в очистных устройствах.

 

Коэффициент  сдвигового  разжижения  характеризует интенсивность изменения вязкости бурового  раствора с изменением  скорости  сдвига.

 

Чем выше значения коэффициента сдвигового разжижения, тем выше способность бурового раствора к сочетанию  высокой  степени  очистки  забоя скважины с хорошей  транспортирующей  способностью потока в кольцевом пространстве.

 

Идеальный с точки зрения реологии буровой  раствор в прямом потоке (в бурильной колонне, забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных  устройствах  должен  обладать  вязкостью, близкой к вязкости воды, а в обратном потоке иметь  удерживающую способность, достаточную для транспортирования  шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.

 

С этих  позиций в  соответствии  с  рекомендациями  ВНИИКРнефти, ВНИИБТ и СибНИИНП желательные пределы изменения значений  показателей реологических  свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный, должны быть следующими.

 

 

 

Желательные значения реологических свойств буровых растворов

 

 

Каче-ство раст-вора

 

Пределы изменения значения показателей

 

ПВ,

 

МПа*с

 

ДНС,

 

дПа

 

КП,

 

1/с

 

ПНП

 

ПК,

 

МПа*с

 

ЭВ(100) мПа*с

 

ЭВ(10000) мПа*с

 

КСР

 

Отличный

 

3-6

 

15-30

 

>500

 

<0,4

 

400-

 

1000

 

25-50

 

1,0-2,5

 

>0,6

 

Хороший

 

6-10

 

20-50

 

350-

 

500

 

0,4-

 

0,55

 

150-

 

800

 

20-40

 

2,5-5,0

 

0,45-0,6

 

Удовлетв

 

10-15

 

20-50

 

200-

 

350

 

0,55-0,75

 

150-

 

300

 

15-30

 

5-8

 

0,25-

 

0,45