Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 31

 

 

 

Рис.7. Понижение эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига неньютоновских 
жидкостей. 

Как  видно  из  рис.8,  с  момента  возникновения  сдвига  раствор  начнёт  перемещаться 

как  псевдопластическая  и  дилатантная  жидкость.  Однако,  псевдопластическая  жидкость 
разжижается  с  увеличением  скорости  сдвига,  в  то  время,  как  дилатантная  жидкость 
становится  более  густой  и  вязкой.  Чтобы  привести  в  движение  пластическую  жидкость, 
необходимо  приложить  определенную  силу  (рис.8).  Это  иллюстрируется  кривой 
консистенции,  пересекающейся  с  кривой  напряжения  в  некоторой  точке,  отличной  от 
нулевой.  Т.к.  классическое  определение  (бингамовская  пластическая)  вязкости 
недостаточно  для  реологических  характеристик  неньютоновских  жидкостей,  был 
разработан целый ряд математических моделей, описывающих форму кривой напряжения 
- скорости сдвига. Использование этих моделей требует измерения напряжения сдвига при 
двух или более скоростях сдвига. Данные этих измерений помогут рассчитать напряжение  
сдвига при любой другой скорости сдвига бурового раствора. 

 

Рис.8. Кривые консистенции неньютоновских жидкостей 
 
 

 

 

 

Бингамовская пластическая модель 

Наиболее часто применяемой для характеристики реологических свойств буровых 

растворов  модели  является  бингамовская  пластическая  модель.  Эта  модель  описывает 
жидкость,  для  приведения  в  движение  которой  нужна  конечная  сила,  которая  затем 
обеспечивает  постоянную  скорость  увеличения  напряжения  сдвига  с  увеличением 
скорости сдвига. Бингамовская модель описывается следующим уравнением: 

τ =













 

где: 

      τ    = напряжение сдвига, 

τ



 = напряжение сдвига при нулевой скорости сдвига, 

µ



 = скорость увеличения напряжения сдвига с увеличением скорости сдвига, 

γ = скорость сдвига. 

τ  обычно  называют  предельным  динамическим  напряжением  сдвига,  а  µ 

называется  пластической  вязкостью.  При  использовании  вискозиметра  Фэнна  уравнение 
приобретает следующий вид: 

θ = YP+PV

300



 

где:            θ = показание вискозиметра,  

ω = скорость вращения вискозиметра, об/мин. 

Если θ измеряется при 600 и 300 об/мин, то 

PV = [θ(600 об/мин) – θ (300 об/мин),    а  YP = [θ(300 об/мин - PV ) 

Пластическая  измеряется  в  сIIз,  а  предельное  динамическое  напряжение  сдвига  в 

фунт/100 фут

2

. 

Если  кривая  консистенции  бурового  раствора  вычерчивается  по  данным 

ротационного  вискозиметра,  то  получается  нелинейная  кривая,  не  проходящая  через 
начальную  точку  координат.  Это  явление  объясняется  наличием  минимальной  силы, 
необходимой  для  приведения  жидкости  в  движение  вследствие  гелеобразуюших  свойств 
бурового раствора. С увеличением этой силы течение жидкости усиливается и возникает 
переходная стадия от структурного течения к вязкому течению, вплоть  до бингамовского 
предельного напряжения сдвига. После превышения значений бингамовского предельного 
напряжения  сдвига,  одинаковые  увеличения  скорости  сдвига  приведут  к  одинаковым 
увеличениям  напряжения  сдвига  и  система  приобретёт  реологическую  структуру 
неньютоновской жидкости (рис.9). 

 

Рис.9. График течения неньютоновских и пластических жидкостей 

 

 

На рис.10 показана типичная кривая течения бурового раствора, простроенная по  данным 
вискозиметра 

Фэнна. 

Наклон 

прямолинейного 

участка 

кривой 

консистенции 

пропорционален  пластической  вязкости.  В  конструкцию  вискозиметра  заложены 
константы,  позволяющие  получать  пластическую  вязкость  и  предельное  динамическое 
напряжение  сдвига  по  показаниям  прибора  при  двух  скоростях  вращения  -  300  и  600 
об/мин.  Пластическая  вязкость  в  сантипуазах  равна  показаниям  вискозиметра  при  600 
об/мин  минус  показания  вискозиметра  при  300  об/мин.  Предельное  динамическое 
напряжение  сдвига  в  фунт/100  фут

2

    равно  показаниям    вискозиметра  при  300  об/мин 

минус пластическая  вязкость. 

 

 

Рис. 10. Типичная кривая течения бурового раствора (бингамовская модель) 

Кроме  определения  реологических  характеристик  бурового  раствора  можно 

получать  также  другие  данные.  Кажущуюся  вязкость  (эффективную  вязкость  при  600 
об/мин) можно определить путём деления на 2 показаний вискозиметра при 600 об/мин. 

Составляющие  течения  жидкости  -  пластическая  вязкость  и  предельное 

динамическое 

напряжение 

сдвига 

являются 

абсолютными 

реологическими 

характеристиками.  Они  отражают  коллоидальное  и  поверхностно-активное  поведение 
твёрдой  фазы  бурового  раствора.  Обе  характеристики  влияют  на  кажущуюся  вязкость, 
измеренную  вискозиметрами  Марша  и  Фэнна.  Результаты  измерений  пластической 
вязкости  и  предела  текучести  имеют  огромное  значение  для  определения  причины 
аномально высоких вязкостей буровых растворов. 

 

Пластическая вязкость 

Пластическая  вязкость  обычно  определяется  как  та  часть  сопротивления  течению 

жидкости,  которая  вызывается  механическим  трением.  Пластическая  вязкость 
определяется главным образом: 

1. концентрацией твердой фазы 
2. размером и формой частиц твёрдой фазы 
3. вязкостью жидкой фазы. 

Инженер по буровым растворам основное внимание  уделяет твёрдой фазе бурового 

раствора.  Повышение  пластической  вязкости  как  правило  означают  увеличение 
объемного  процента  твёрдой  фазы,  уменьшением  размера  частиц  твердой  фазы, 
изменение их формы или же комбинацию всего перечисленного. 

Любое  увеличение  обшей  площади  поверхности  частиц  приведёт  к  повышению 

пластической вязкости. Например, при раздёлении частицы твердой фазы пополам общая 
площадь  поверхности  двух  половинок  будет  больше  площади  поверхности  одной 
частицы. 

 

 

Площадь  поверхности  плоской  частиц  больше  площади  поверхности  сферической 
частицы  при одинаковых  объёмах  частиц.  Чаще  всего, однако, повышение  пластической 
вязкости является результатом увеличения содержания твёрдой фазы в буровом  растворе. 

Часть  твердой  фазы  намеренно  вводится  в  буровой  раствор.  Например,  бентонит 

обеспечивает  необходимую  вязкость  и  регулирует  водоотдачу,  в  то  время  как  барит 
добавляется  для  утяжеления  бурового  раствора.  Существует  хорошее  правило,  согласно 
которому  вязкость  бурового  раствора  не  должна  быть  выше  той,  которая  обеспечивает 
вынос шлама и поддерживает барит во взвешенном состоянии. Когда буровой раствор не 
выполняет  эти  функции,  необходимо  повысить  предельное  динамическое  напряжение 
сдвига, а не пластическую вязкость. 

Т.к.  буровой  шлам  отрицательно  влияет  на  свойства  бурового  раствора,  то  его 

присутствие  в  растворе  нежелательно.  В  процессе  бурения  происходит  постоянное 
поступление  шлама  в  буровой  раствор,  что  приводит  к  увеличению  содержания  твёрдой 
фазы бурового раствора. 

Если буровой шлам своевременно не удалять из бурового раствора, то в процессе его 

циркуляции  и  рециркуляции  будет  происходить  непрерывное  его  измельчение.  В 
результате произойдет значительное повышение вязкости бурового раствора. 

Существует  три  способа  регулирования  содержания  твёрдой  фазы  в  буровом 

растворе: 

1) разбавление или замена бурового раствора, 
2) осаждение бурового раствора, 
3) механическая очистка бурового раствора. 
Замена  бурового  раствора  новым  довольно  эффективное  средство  понижения 

содержания  твёрдой  фазы  буровых  растворов  на  водной  основе  небольшой  плотности, 
незначительно  обработанных  химреагентами.  Значительное  разбавление  утяжеленного 
бурового  раствора  будет  довольно  дорогостоящим,  т.к.  вновь  полученный  раствор 
необходимо будет снова утяжелять и обрабатывать. 

Если  буровой  раствор  оставить  в  покое  в  течение  продолжительного  времени,  то 

большая часть твёрдой фазы осядет. Для этой цели существуют отстойники. Отстаивание 
бурового раствора в амбарах - довольно эффективное средство регулирования содержания 
твёрдой  фазы  чистых  буровых  растворов.  Часто  буровой  раствор  прокачивают  через 
резервный  амбар  с  целью  продления  периода  осаждения.  Разработаны  специальные 
добавки, ускоряющие осаждение. В их числе флокулянты, образующие из мелких частиц 
хлопья  более  крупного  размера,  которые  легче  осаждаются  ввиду  более  высокого  веса. 
Флокулянты необходимо вводить в строго дозированных объёмах на выходе раствора из 
скважины. 

Механическая  очистка  бурового  раствора  осуществляется  с  помощью  следующих 

устройств: 

1. Вибросита, на которых происходит очистка бурового раствора от шлама крупного 

размера. На виброситах используются сетки с ячейками различного размера. 

2.  Гидроциклоны,  очищающие  буровой  раствор  от  песка  и  ила.  Кроме  того,  они 

удаляют  барит,  поэтому  их  не  следует  применять  для  очистки  растворов,  содержащих 
много барита. 

3.  Центрифуги  очищающие  буровой  раствор,  плотность  которого  превышает  12 

фунт/галл.  Центрифуга  очищает  раствор    только  от  твёрдой  фазы,  а  барит  остается  в 
растворе. Однако, химреагенты также удаляются в результате очистки. 

4.  Глиноотделители,  представляющие  собой  сочетание  илоотделителя  с  сеткой. 

Глиноотделители  удаляют  песок,  оставляя  в  растворе  большую  часть  барита  и  всё 
химические добавки. Однако они не удаляют мелкодисперсные частицы твердой фазы. 

Пластическая  вязкость  является  также  функцией  вязкости  жидкой  фазы.  Т.к. 

вязкость  воды  уменьшается  с  температурой,  пластическая  вязкость  будет  уменьшаться 
пропорционально.