102 подписчика
Если СНС10<ДНС, то при внешнем напряжении выше СНС10 возникает ползучее течение (все слои жидкости движутся параллельно друг другу без разрушения структуры). При увеличении внешнего напряжения выше ДНС происходит плавный переход ползучего течения бурового раствора в ламинарный поток, характеризующийся скольжением слоев жидкости друг относительно друга (при напряжении выше ДНС структура становится предельно разрушенной). Таким образом, при СНС10<ДНС скорость потока и давление увеличиваются относительно плавно, не «травмируя» ствол скважины. Иная картина будет, если СНС10≥ДНС. В этом случае при пуске насоса и росте давления раствор в горизонтальном стволе остается без движения вплоть до достижения величины ДНС, после чего начинается резкое течение раствора, что приводит к скачку давления и гидроудару. То есть, если СНС10≥ДНС, то с ростом касательного напряжения, вплоть до величины ДНС, ползучее течение раствора отсутствует, а потом, как только внешнее напряжение превысит ДНС, начинается лавинообразное течение раствора, что может привести к разрушению стенок скважины, обвалам и грифонам.
Например, если для бурового раствора соотношение ф600/ф300 = 40/29, то ДНС = 18. Это означает, что СНС10 не должен быть выше 18. Обычно, для безопасности, СНС10 выбирают на 20 % ниже величины ДНС: СНС10 = 80 % (ДНС). Соответственно, СНС10 для этого раствора должен быть не выше 14,4 Фунт/100Фут2.
Другой пример: ф600/ф300 = 53/36, ДНС = 19 Фунт/100Фут2 , СНС10 = 15,2 Фунт/100Фут2.
Соответственно, в рамках допустимого условия (СНС10 = 80 %(ДНС)) СНС10 должен иметь максимальное разрешенное значение, чтобы раствор мог удерживать частицы максимального размера. Так, например, если расчетный оптимальный СНС10s должен быть 6,9 – 7,2 Фунт/100Фут2, то для системы с ф600/ф300 = 53/36, величина СНС10 должна быть максимальной, но не нарушающей условия не превышения ДНС: СНС10 = 15,2 Фунт/100Фут2.
Вывод: для всех буровых растворов оптимальная величина СНС10s должна быть порядка 7 Фунт/100Фут2, что с запасом обеспечивает удержание медианных частиц природного песка размером 3 мм. Допустимая величина минутного СНС1 может варьироваться от 7 до 11,7 Фунт/100Фут2. Величина СНС10 должна быть максимальной, но не превышать величину ДНС (быть ниже ее на 20 %), во избежание гидроудара при пуске бурового насоса. Поэтому обычно коэффициент тиксотропии Кт лежит в пределах 1,5 – 2,0. Так, например, для системы с ф600/ф300 = 40/29, Кт может лежать в интервале 1,3 – 2,0, а в случае системы с ф600/ф300 = 53/36 величина Кт может лежать в интервале 1,3 – 2,2. Поэтому, в среднем оптимальная величина коэффициента тиксотропии составляет 1,6 – 1,8.
Чтобы шлам не стал выпадать при страгивании раствора в ламинарном потоке величина ф3 должна быть близка к величине СНС через 10 сек, то есть ф3 должна быть порядка 7.
Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, размерность – с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
КП = τ0/η (15)
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй БР, 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 БР, а не увеличения его ДНС.
2 минуты
22 октября 2023