Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 32

 

 

На рис. 11 показан график, позволяющий корректировать пластическую вязкость при 

температурах, отличающихся от тех, при которых были проведены измерения. 
 

 

Рис.  11.  Предлагаемый  рабочий  диапазон    для  пластической    вязкости  и  предельного 
динамического напряжения сдвига (промысловых буровых растворов) 

Реторта  Фэнна  используется  вместе  с  вискозиметром  непосредственной  индикации 

для подтверждения наличия содержания  большого количества твёрдой фазы. На графике 
рис. 12 показан приблизительный  рабочий диапазон твердой фазы в объёмных процентах, 
при котором успешно используется большинство буровых растворов. 

Для утяжеления  буровых растворов верхним пределом концентрации  твёрдой фазы 

является величина в два раза превышающая плотность бурового раствора (фунт/галл). Для 
неутяжеленных  буровых  растворов  эмпирическое  правило  дает  слишком  завышенные 
результаты.  

 

Рис. 12. Приблизительный диапазон твердой фазы в объёмных процентах (промыслового 
бурового раствора) 

Очень  часто  при  определении  содержания  твердой  фазы  в  объёмных  процентах  с 

помощью  фракционной  перегонки  получают  ошибочные  результаты.  Такой  метод  даёт 
точные  результаты  при  исследовании  неутяжеленных  буровых  растворов  и  растворов  с 
низким содержанием твёрдой фазы. 

Ввиду  того,  что  средний  удельный  вес  большинства  разбуриваемых  пород  и 

промышленных  глин  добавляемых  в  буровые  растворы,  очень  близок  2,6  г/см?,    расчёт 
содержания  твёрдой  фазы  бурового  раствора  по  плотности  бурового  раствора  даёт 
быстрые и точные результаты. 

Немногие  знают  или  полностью  оценивают  важность  точного  знания  объёма  воды, 

необходимого  для  поддержания  оптимального  уровня  содержания  твёрдой  фазы  в 
буровом растворе в процессе бурения. Например, объём 15 дюймового ствола составляет 
21,7  барр/100  фут.  Если  удельный  вес  пластовых  глин  равен  2,5,  а  плотность  875 

 

 

фунт/барр,  то  при  бурения  100  футов  скважины  получится  19000  фунтов  глины.  Если 
половина этого объёма или 8500 фунтов превращается в суспензию, необходимо добавить 
один  баррель  воды  на  каждые  120  фунтов  пробуренных    глинистых  сланцев  для 
поддерживания  плотности  бурового  раствора  на  уровне  9,8  фунт/галл.  В  15-дюймовом 
стволе  на  каждые  100  футов  пробуренного  ствола  скважины  потребуется  80  баррелей 
воды.  На  площадях  Мексиканского залива  за смену  обычно  пробуривают  800-900  футов 
ствола, для выноса бурового шлама потребуется 720 баррелей воды за смену. 

Регулирование содержания твёрдой фазы имеет большое значение для поддержания 

оптимального уровня вязкости бурового раствора. 

Высокая  пластическая  вязкость  свидетельствует  об  увеличения  сил  трения 

вследствие  поступления  шлама  в  буровой  раствор  и/или  размельчения  частиц  твёрдой 
фазы.  Высокие  значения  вязкости  объясняются  не  только  пластической  вязкостью,  но  
также и пределом текучести. 

 

 

Предел текучести (фунт/100 фут

2

) 

Пределы  текучести  (предельное  динамическое  напряжение  сдвига),  вторая 

составляющая 

сопротивления 

течению 

бурового 

раствора, 

является 

мерой 

электрохимических сил или сил притяжения в буровом растворе. Эти силы обусловлены 
отрицательными  и  положительными  зарядами,  расположенными  на  поверхности  или 
вблизи  поверхности  частиц.  Предел  текучести  являётся  мерой  этих  сил  при  течении 
бурового раствора и определяется следующим: 

(1) поверхностными свойствами частиц твёрдой фазы, 
(2) объёмной концентрацией твердой фазы, 
(3) электрическими полями этих частиц (концентрацией и типом ионов жидкой фазы 

бурового раствора.) 

Высокая вязкость, вызываемая высокими значениями предела текучести или силами 

притяжения, объясняется: 

1)  Поступлением  в  раствор  растворимых    примесей,    таких,  как  соль,  цемент, 

ангидриты или гипс, нейтрализующих отрицательные заряды частиц глины. В результате 
происходит флокуляция и повышается предел текучести. 

2)  Размельчением  глинистых  частиц  долотом  и  бурильной  колонной,  в  результате 

чего  возникают  новые  остаточные  силы  (валентности  разрушенных  связей)  на 
поломанных концах частиц. Эти силы притягивают частицы  друг к другу, образуя хлопья 
различной формы и размера. 

3) Поступлением инертных частиц твёрдой фазы в буровой раствор в результате чего 

повышается  предел  текучести  и  частицы  притягиваются  друг  к  другу.  Т.к.  расстояние 
между частицами не уменьшается, силы притяжения между частицами возрастают. 

4)  Поступлением  новых  активных  частиц  твёрдой  фазы  в  буровой  раствор  в 

результате  гидратации  разбуренных  глинистых  сланцев  или  глин,  повышающим  силы 
притяжения  вследствие  притягивания  частиц  друг  к  другу  и  увеличения  общего  числа 
зарядов. 

5)  Недостаточной  или  чрезмерной  обработкой  химреагентами,  в  результате  чего 

возрастают силы притяжения. 

Предел  текучести  -  это  та  часть  сопротивления  течению,  которая  регулируется  над 

лежащей  химической  обработкой.  По  мере  уменьшения  сил  притяжения  в  результате 
химобработки  предел  текучести  будет  уменьшаться.  Уменьшение  предела  текучести 
также  приведет  к  уменьшению  кажущейся  вязкости.  Предел  текучести  можно  понизить 
следующими методами: 

1.  Валентностью  разрушенных  связей  в  результате  измельчения  глинистых  частиц, 

которые  нейтрализуются  адсорбцией  некоторых  отрицательных  ионов  на  концах 
глинистых частиц, Эти остаточные валентности почти полностью нейтрализуются такими 
химреагентами,  как  танин,  лигнин,  сложные  фосфаты,  лигносульфонаты,  и  т.д.  Ранее 

 

 

возникшие силы  притяжения нейтрализуются химреагентами, а основной отрицательный 
заряд  глинистой  частицы  превалирует,  так  что  частицы  твёрдой  фазы  отталкивают  друг 
друга. 

2.  В  случае  загрязнения  раствора  кальцием  или  магнием  ионы,  вызывающие 

появление  сил  притяжения,  удаляются  как  нерастворимый  осадок,  уменьшая  силу 
притяжения и  предел текучести. 

3.  Для  понижения  предела  текучести  можно  использовать  воду,  но  если 

концентрация твёрдой фазы не слишком высока, то этот способ будет малоэффективным 
и дорогостоящим. Добавление воды может привести к нежелательным изменениям других 
свойств  бурового  раствора.  Это относится особенно  к  утяжеленным  буровым  растворам, 
когда происходит увеличение водоотдачи и понижение плотности бурового раствора (что 
вызывает необходимость повторного утяжеления раствора). 

Повышение 

предела 

текучести 

можно 

достичь 

добавлением 

хорошего 

промышленного  загустителя.  Кроме  того,  всё,  что  вызывает  флокуляцию  бурового 
раствора, приведет к повышению предела текучести;  добавление небольшого количества 
извести, например, в буровой раствор на основе пресной воды, содержащий достаточное 
количество  гидратированного  бентонита  или  других  глин  вызовет  флокуляцию  и, 
следовательно,  повышение  предела  текучести.  Следует  иметь  в  виду,  однако,  что 
флокуляция  может  оказывать  отрицательное  влияние  на      водоотдачу,  добавление  и 
прочности геля.  

 

Прочность геля (предельное СНС) 

Прочность  геля  не  является  составной  частью  бингамовской  пластической  модели, 

но будет рассмотрена в этом разделе, т.к. она аналогична пластической вязкости и пределу 
текучести. 

Если  на  буровой  раствор  в  течение  определенного  периода  времени  действовать 

нулевой  или  близкой  к  нулевой  скоростью  сдвига,  то  раствор  приобретёт  жёсткую  или 
полужёсткую гелеобразную структуру. 

Это  свойство  буровых  растворов называется  тиксотропностью.  Значения  прочности 

геля,  полученные  на  вискозиметре  Фэнна  через  10  секунд  и  10  минут,  являются 
показателем степени тиксотропности бурового раствора. 

Возрастающее гелеобразование или мгновенное гелеобразование является признакам 

и,    вызывающими  тревогу.  Возрастающее  гелеобразование  характеризуется  широким 
диапазоном 

между 

начальными 

и 

10-минутными.показаниями 

прибора, 

что 

свидетельствует об увеличении содержания твердой фазы в буровом растворе ( см.рис. 13 
)  

 

 

 

Рис.13. Возрастающее и мгновенное гелеобразование 
Если  показания  прибора  в  начале  исследования  и  через  10  минут  высоки  с 

незначительной разницей между ними - то это означает мгновенное гелеобразование или 
флокуляцию. 

Степень  гелеобразования  наряду  с  типом  прочности  геля  имеет  большое  значение 

для  поддержания  во  взвешенном  состоянии  бурового  шлама  и  утяжелителя.  Нельзя 
допускать,  чтобы  гелеобразование  превышало  значение,  достаточное  для  выполнения 
этих  двух  функций.  Чрезмерное  гелеобразование  может  привести    к  следующим 
осложнениям: 

1. Вовлечение  воздуха или газа в буровой раствор. 
2.  Чрезмерное  высокие  давления  при  возобновлении  циркуляции  после  спуско  -

подъёмов. 

3.  Понижение  скорости  осаждения  песка  и  бурового  шлама  в  отстойниках, 

приводящее к увеличению содержания шлама в буровом растворе. 

4. Чрезмерным поршневанием при подъёме бурильного инструмента. 
5. Чрезмерной пульсацией давления (гидравлический  удар) при спуске инструмента 

в скважину. 

6. Невозможностью спустить в скважину каротажный инструмент. 
Прочность  теля  и  предел  текучести  являются  мерой  сил  притяжения  в  буровом 

растворе.  Начальная  прочность  геля  характеризует  статические  силы  притяжения,  в  то 
время  как  предел  текучести  характеризует  динамические  силы  притяжения.  Поэтому 
буровой  раствор  с  избыточными  значениями  начальной  прочности  геля  обрабатывается 
так же, как раствор с избыточными значениями предела текучести. 

 

Модель степенного закона 

Модель  степенного  закона  представляет  собой  более  многосторонний  подход  к 

характеристике  реологических  свойств  неньютоновских  жидкостей.  Эта  модель 
описывает  буровой  раствор,  в  котором  напряжение  сдвига,  возведенная  в  некоторую 
степень. 

Модель степенного закона выражается следующим уравнением: 

τ = 

n





 

где:           τ = напряжение сдвига, 

κ = коэффициент консистенции, 
γ = скорость сдвига, сек,