Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 34

 

 

напряжения    сдвига  от  скорости  сдвига,  то  эта  линия  пересечет  фекутическуIо  кривую 
зависимости  напряжения  сдвига  от  скорости  сдвига  бурового  раствора  при  высокой 
скорости сдвига Это представлено на рис.18. 

 

Рис. 18. Отношение пластической вязкости к фактическому пределу текучести 

Наклон этой линии характеризует эффективную вязкость бурового раствора в точке 

скорости сдвига, где она пересекается с фактической кривой зависимости скорости сдвига 
от напряжения сдвига, которая определяется наклоном линии пластической бингамовской 
модели,  характеризующим  пластическую  вязкость  бурового  раствора.  Это  означает,  что 
на  пластическую  вязкость  будут  влиять  только  те  факторы,  которые  влияют  на 
эффективную  вязкость  бурового  раствора  при  сравнительно  высоких  скоростях  сдвига. 
Т.к. электрическое взаимодействие частиц твердой фазы не является основным фактором. 
определяющим  вязкость  при  высоких  скоростях  сдвига,  оно  также  не  будет  оказывать 
значительного  влияния  и  на  пластическую  вязкость.  Иными  словами,  химическая 
обработка буровых растворов с целью предупреждения соединения глинистых частиц не 
должна понижать пластическую вязкость. 

Рассчитанное  значение  предела  текучести  бингамовской  модели  не  характеризует 

фактический предел текучести бурового раствора, а несколько превышает его. Оно будет 
изменяться  с  изменением  фактического  предела  текучести.  Иными  словами,  любой 
фактор, вызывающий увеличение или уменьшение вязкости при низких скоростях сдвига 
и фактическом пределе текучести также приведет к увеличению или уменьшению предела 
текучести. 

На  рис.1.9  показано  типичный  пример  влияния  химической  обработки  бурового 

раствора дефлокулянтом. 

 

 

 

Рис.19. Влияние химической обработки бурового раствора 
 

Модель модифицированного степенного закона 

Если  нас  интересует  поведение  раствора  в  небольшом  диапазоне  скоростей  сдвига, 

мы  можем  производить  измерения  в  средней  части  этого  диапазона,  а  в  оставшемся 
диапазоне  скоростей  сдвига  прогнозировать  значения  напряжения  сдвига  с  достаточной 
степенью  точности,  используя  либо  бингамовскую  пластическую  модель,  либо  модель 
степенного закона. 

Если  нас  интересует  диапазон  скоростей  сдвига,  в  десять  раз  превышающий 

изменение  скорости  сдвига,  то  следует  использовать  реологическую  модель,  состоящую 
из  трёх  параметров,  которая  намного  сложнее  любой  из  описанных,  выше  моделей, 
учитывающих  лишь  два  параметра.  Одной  из  таких  моделей  довольно  точно 
описывающих  большинство  буровых  растворов,  является  модифицированная  модель 
степенного закона. Эта модель описывается следующим уравнением: 

τ = t

n









 

где:              τ - начальное напряжение сдвига, необходимое для вызова течения жидкости. 

Т.к. эта модель включает 3 параметра, необходимо иметь данные трёх точек, чтобы 

оценить их. Можно использовать показания вискозиметра Фэнна при 600 и 300 об/мин, а 
также начальное СНС. Тогда уравнение примет следующий вид: 

θ = 

n

















300

)

(

300













 

где:               θ = показания вискозиметра при об/мин 

θ



= начальное СНС 

θ

300

= показания вискозиметра при 300 об/мин 

Приведенные  на  рис.20  и  21  реограммы  иллюстрируют  разницу  между 

модифицированной  моделью  степенного  закона  и  моделью  степенного  закона  и 
бингамовской  пластической  моделью.  Для  получения  значений  θ  и  показаний 
вискозиметра Фэнна с непосредственной индикацией. 

В  начале  три  модели  показаны  в  системе  прямоугольных  координат,  а  затем  на 

бумаге  с  двойной  логарифмической  сеткой.  В каждом  случае  модифицированная модель 
сте  ненного  закона  находится  между  бингамовской  пластической  моделью,  которая 
расположена выше, и моделью степенного закона, находящейся ниже. 

Модифицированная модель степенного закона несколько более сложная, чем любая 

из  двух  других  моделей.  Однако  с  её  помощью  можно  более  точно  определить 
фактическое реологическое поведение большинства буровых растворов. 

 

 

 

Рис.20. Графики трех моделей в системе             Рис.21.Графики 

трех 

моделей, 

построенные 

прямоугольных координат                                на бумаге с двойной логарифмической                                                  
                                                                                                               сеткой. 

Тиксотропные свойства буровых растворов 

Тиксотроприя — это свойство некоторых жидкостей загустевать, если их оставить на 

некоторое  время  в  покое,  и  снова  разжижаться  после  перемешивания.  Большинство 
буровых  растворов  на  водной  основе  обладают  этим  свойством  вследствие  наличия 
электрически заряженных частиц, соединяющихся друг с другом и образующих жёсткую 
структуру.  Прочность  образующегося  геля  определяется  количеством  и  типом  частиц  
твёрдых  фазы,  находящихся  во  взвешенном  состоянии,  временем,  температурой  и 
химической  обработкой.  Иными  словами,  всё,  что  способствует  или  препятствует 
соединению  частиц,  будет  усиливать  или ослаблять  тенденцию  к  загустеванию  бурового 
раствора. 

Это  свойство  сохранять  в  памяти  прошлое  состояние  необходимо  учитывать  при 

определении  реологических  характеристик  буровых  растворов.  Если  перед  измерением 
напряжения  сдвига  при  определенной  скорости  сдвига  раствор  некоторое  время 
находился  в  неподвижном  состоянии,  то  потребуется  некоторое  время  для  того,  чтобы 
сдвинуть  раствор  с  этой  скоростью  сдвига  перед  тем,  как  измерить  устойчивое 
напряжение  сдвига.  Все  связи  между  частицами,  которые  можно  разрушить  при  данной 
скорости  сдвига,  должны  быть  разрушены,  в  противном  случае  измеренное  напряжение 
сдвига  будет  выше,  чем  фактическое  устойчивое  напряжение  сдвига.  При  проведении 
измерений напряжения сдвига бурового раствора на вискозиметре Фэнна при 600 об/мин, 
несколько  минут  перед  тем,  как  напряжение  сдвига  достигнет  равновесия. 
Продолжительность  этого  периода 

будет  определяться 

степенью 

загустевания 

исследуемой пробы бурового раствора. 

После проведения исследований при 600 об/мин и переключения скорости вращения 

на  200  об/мин,  буровой  раствор  сохраняет  память  о  свойствах  при  600  об/мин. 
Потребуется  определенный  период  времени  для  формирования  определенных  связей 
между  частицами,  существующими  при  пониженной  скорости  сдвига,  перед  тем,  как 
можно  будет  производить  измерение  фактического  устойчивого  напряжения  сдвига. 
Первоначально  прибор  покажет  слишком  низкое  давление  напряжения  сдвига,  которое 
постепенно будет возрастать, пока не достигнет устойчивого значения. 

Начальное значение напряжения сдвига при определенной скорости сдвига является 

функцией непосредственной истории сдвига пробы раствора. Если начальную прочность 
геля бурового раствора измерять непосредственно после сдвига раствора при 600 об/мин, 
то  раствор  покажет  величину  меньше  фактического  напряжения  сдвига  бурового 
раствора. Это объясняет тот факт, что начальная прочность геля бурового раствора равна 
нулю. 

 

 

Т.к.  образование  или  разрушение  структуры  геля  зависит  от  времени,  существует 

много  различных  способов  перехода  от  одной  скорости  сдвига  к  другой  (см.  рис.  22). 
Жирная  кривая  характеризует  зависимость  напряжения  сдвига  от  скорости  сдвига  в 
условиях равновесия. Если  начать с точки А с устойчивым значением напряжения сдвига 
при  600  об/мин  и  резко  понизим  скорость  сдвига  до  нуля,  то  напряжение  сдвига  будет 
характеризовать кривая, каждая точка которой имеет значения меньше кривой равновесия. 
Если  раствор оставить в  покое, то  прочность геля  начнёт  возрастать  до  тех  пор,  пока  не 
постигнет точки В. 

 

Рис.22. Тиксотропное поведение бурового раствора. 
Например, если буровой  раствор оставить в покое в течение 10 минут, точка В будет 

характеризовать  10-минутную  прочность  геля.  Если  скорость  сдвига  резко  увеличить  до 
600 об/мин, то напряжение сдвига будет характеризоваться кривой, проходящей от точки 
В к точке С, все точки которой проходят выше кривой равновесия. 

Если подобное происходит с циркулирующим буровым раствором, возникнут очень 

высокие  пиковые  давления  циркуляции.  С  течением  времени  напряжение  сдвига 
понизится от точки С до устойчивого значения в точке А. Если скорость сдвига медленно 
повышается  после  того,  как  структурообразование  бурового  раствора  достигло  точки  В, 
напряжение сдвига вначале понизится, а затем будет изменяться в соответствии с кривой 
равновесия  до  точки  А.  В  системе  циркулирующего  бурового  раствора  эта  линия 
характеризует минимальное возрастание давления циркуляции. 

 

Принципы приведения химической обработки 

Как  отмечалось  выше  вязкость  определяется  электрическими  силами  и  силами 

трения  бурового  раствора.  По  мере  бурения  объём  твёрдой  фазы  бурового  раствора 
увеличивается.  Если  твёрдую  фазу  своевременно  не  удалять,  то  её  частицы  будут 
измельчаться  до  очень  малого  размера,  что  приведет  к  повышению  вязкости  бурового 
раствора.  Поступающие  в  раствор  загрязняющие  вещества  также  увеличивают  его 
вязкость. С помощью вискозиметра с непосредственной индикацией инженер по буровым 
растворам  может  быстро  установить  причину  осложнения  и  определить  способ  его 
устранения.  Вода  является  эффективным  средством  понижения  вязкости  раствора  с 
большим  содержанием  твёрдой  фазы,  однако  она  непригодна,  если  увеличение  вязкости 
вызвано  высоким  пределом  текучести.  Существуют  органические  и  неорганические 
реагенты, эффективно понижающие пределы текучести буровых растворов. 

Считают,  что  основное  воздействие  понижающих  вязкость  реагентов  сводится  к 

нейтрализации  остаточных  валентностей  разрушенных  связей.  Механизм  этого 
воздействия  в    водно-глинистых  суспензиях  заключается  в  понижении  той  вязкости, 
которая  обусловлена  силами  притяжения,  не  оказывая  существенного  влияния  на 
вязкость,  обусловленную  гидратацией  глины.  Понижающие  вязкость  реагенты 
адсорбируются  на  краях  глинистых  частиц,  нейтрализуя  остаточные  валентности