2.5. Основные параметры бурового раствора
К основным параметрам бурового раствора можно отнести: физический параметр - плотность, реологические параметры – эффективная пластическая вязкость, предельное напряжение сдвига, прочность геля.
Физический параметр
Плотность бурового раствора
Плотность бурового раствора может быть увеличена, если добавить твердую фазу с большей плотности, чем у воды. Меньшую плотность раствора можно получить, добавив в него нефть или с помощью аэрации жидкой фазы.
Обозначим
- соответственно масса, объем и плотность
исходного бурового раствора. Параметры
твердой фазы обозначим как
.
В результате
добавления твердой фазы получим новый
буровой раствор, имеющий параметры
.
Значения получившихся величин можно найти из соотношений вида:
и
(2.7)
Уравнения справедливы только для твердой фазы, которая не растворяется в воде. Для растворимых веществ уравнение (2.7) не применяется до тех пор, пока не будет насыщения жидкой фазы, после чего добавление твердой фазы приведет к пропорциональному увеличению объема.
Для определения плотности
можно использовать следующие зависимости:
(2.8)
откуда
или после деления на
получим:
(2.9)
На практике важно знать отношение массы
утяжелителя к объему исходного бурового
раствора.
.
Обозначая искомую величину как:
после преобразований получим выражение
для ее расчета:
(2.10)
Полученное уравнение служит основой
для большинства расчетов бурового
раствора, включая определение массы
твердой фазы, требуемой для повышения
плотности бурового раствора от
до
.
Если принять, что в качестве утяжелителя
испольлзу6ется барит
,
то для начального объема
,
величина
,
а уравнение (2.10) можно преобразовать к
следующему виду
или после преобразования:
(2.11)
Для снижения плотности бурового раствора
от
до
необходимо знать объем
добавляемой жидкости.
Обозначая по аналогии искомую величину
как:
,
где
- требуемая масса воды (нефти), а
- начальный объем бурового раствора
после преобразований получим выражение
из которого выражая
получим:
или
(2.12)
Если добавляется вода с плотностью
,
то выражение примет вид:
(2.13)
Уравнение
(2.12) можно использовать для расчета
увеличения объема бурового раствора в
отстойнике в результате добавление
твердой фазы с плотностью
.
Если принять, что для увеличения объема
используется барит с плотностью
,
то для начального объема раствора
,
уравнение примет вид:
(2.14)
Реологические параметры бурового раствора
Эффективная пластическая вязкость
Поскольку вязкость зависит от скорости движения и структуры потока абсолютную или эффективную вязкость измерить трудно. В связи с этим выделяется рассматривают только изменения значения вязкости восходящего потока бурового раствора, так как эти изменения влияют на удаление шлама и на гидравлические потери в кольцевом пространстве, которые, в свою очередь, определяют фактическое гидростатическое давление в скважине.
На практике для описания потока флюидов используются две модели: пластическая модель Бингхема и модель степенного закона.
В пластической модели Бингама эффективная вязкость восходящего потока бурового раствора может определяться по следующей формуле:
(2.8)
где
- эффективная вязкость;
- пластическая вязкость (вязкость
Бингама);
- предельное напряжение сдвига (НПС);
- диаметр скважины, наружный диаметр
бурильной трубы;
- средняя скорость восходящего потока
в кольцевом канале.
Для модели степенного закона эффективная вязкость определится как:
(2.9)
Здесь показатели
степенного закона
,
– коэффициент поведения потока;
– коэффициент консистенции;
- показания вискозиметра при 600 и 300
об/мин, Па•с.
На Рис. 6 приведена схема измерителя и общий вид (б) вискозиметра. Пластическую вязкость и ПНС определяют с помощью этого прибора.
Прибор состоит
их двух цилиндров: наружного неподвижного
и внутреннего подвижного. Свежую пробу
бурового раствора помещают в цилиндрический
контейнер, в котором головка прибора
помещена до определенной отметки.
Вращение поворотной втулки передает
крутящий момент внутреннему цилиндру
(маятник). Поворот внутреннего цилиндра
ограничен высокопрецизионной пружиной
кручения отклонения, которой регистрируется
на шкале прибора. Для определения
и
ротор должен вращаться со скоростью
600 об/мин, при этом используют установившееся
показания шкалы
.
Аналогично снимают показания
при скорости 300 об/мин. Константы прибора
подобраны таким образом, что пластическая
вязкость
и ПНС
можно определить по следующим уравнениям:
;
(2.10)
Предельное напряжение сдвига
Предельное напряжение сдвига- это мера сил притяжения между частицами бурового раствора, вызванных наличием положительных и отрицательных зарядов на их поверхностях. ПНС непосредственно влияет на текучесть раствора, которую можно сравнить с текучестью металлов, так как должен быть обеспечен минимальный уровень напряжения прежде, чем произойдет деформация раствора.
Прочность геля
Прочность геля – это мера способности бурового раствора образовывать и сохранять загущенную структуру. Она аналогична сопротивлению сдвига и определяет способность бурового раствора удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии. Прочность геля также определяет тиксотропные свойства раствора и, следовательно, вязкость неподвижного бурового раствора. Тиксотропия обозначает свойство суспензии флюида типа бурового раствора, образовывать непрочную структуру в состоянии покоя и принимать жидкое состояние во время движения.
Прочность геля бурового раствора можно определить по вискозиметру.
Пробу бурового раствора встряхивают с большой скоростью и затем оставляют в покое на время от 10 с до 10 мин. В качестве значения прочности геля обычно берется показания вращающегося момента равного 3 об/мин. Прочность геля измеряется в Па.
Дополнительным оценочным параметром бурового раствора может служить водородный показатель рН. рН является важным индикатором для борьбы с коррозией. рН показатель определяют как отрицательный логарифм содержания ионов водорода (H+) в растворе т.е. рН=-lg(H+).
Установлено, что зависимость между концентрациями (H+) и (ОH-) для большинства растворов постоянно и определяется как: (H+)·(ОH-)=10-14.
Для предупреждение коррозии обсадных труб и т.д., необходимо поддерживать минимальное значение рН =7, которое достигается при равной концентрации в электролитическом растворе катионов водорода (H+) и гидроксильных групп (ОH-). (H+)=(ОH-)=10-7.
В таблице приведены классификация растворов по рН показателю.
Тип раствора |
H+ |
ОH- |
рН=-lg(H+) |
Кислотный |
100 |
10-14 |
0 |
Нейтральный |
10-7 |
10-7 |
7 |
Щелочной |
10-14 |
100 |
14 |