6.2 Выбор реологических свойств бурового раствора

Реологические свойства буровых растворов должны быть регламентированы, поскольку эти свойства необходимы для составления гидравлической программы бурения скважины.

Реологические свойства промывочных жидкостей в России обычно характеризуют значением пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико-экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических сопротивлений достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора.

При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения, является снижение эрозионного действия потока бурового раствора на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.

По графикам зависимости пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от относительной плотности ( ) выбираем эти неизвестные величины.

Таблица 5.4 - Реологические свойства бурового раствора

№ п/п	Интервал бурения, м.	Тип промывочной жидкости	Реологические свойства бурового раствора
			Пластическая вязкость, мПа с	ДНС, дПа
1	0-300	Полимер глинистый	3	80
2	300-1650	Полимер глинистый	4	100
3	1650-3300	Полимер глинистый	5	120

Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь, является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора.

6.3 Определение минимально необходимого значения динамического напряжения сдвига для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве

Критическая скорость течения и критическое значение критерия Рейнольдса определяется через критерий Хедстрема:

,

где - динамическое напряжение сдвига, Па;

- диаметр скважины, исходя из применяемого диаметра долота равен:

Для интервала 0-300м: =0,3937*1,4=0,551 м,

Для интервала 300-1650м: =0,2953*1,3=0,383 м,

Для интервала 1650-3300м: =0,2159*1,2=0,259м.;

- наружный диаметр бурильной колонны, исходя из конструкции скважины равен:

Таблица 6.5 – Диаметр используемых бурильных труб

интервал	Обозначение бурильной трубы	Диаметр бурильной колонны,м
0-300	В-140 х 8Д	0,140
300-1650	В-140 х 8Д	0,140
1650-3300	ТБПВ	0,127

- пластическая вязкость, Па·с;

- плотность, кг/м³.

Критическое значение критерия Рейнольдса, при котором начинает турбулизация потока в затрубном пространстве:

Критическая скорость течения:

Выбранная скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не должна превышать критическое значение скорости течения, то есть должно соблюдаться условие:

Такому значению критерия Рейнольдса соответствует величина критерия Хедстрема, определяемая по формуле:

Минимально допустимая величина динамического напряжения сдвига бурового раствора, при котором в растворе, движущемся с выбранной скоростью W, начинается турбулизация потока, находится по формуле:

Практикой бурения установлено, что для обычных глинистых растворов это отношение должно находиться в пределах:

При бурении интервалов под эксплуатационную колонну, где выдерживается соотношение , можно принимать .

При бурении интервалов под кондуктор и промежуточную колонны, когда и необходимо улучшить условия выноса обломков, целесообразно поддерживать .

Произведем расчет для всех интервалов бурения:

Интервал 0-120 метров

Все расчеты сведем в таблицу 12.

Таблица 6.6 – Параметры бурового раствора в зависимости от глубины

Интервал бурения, м.
0-300	168170246	432881,8	2,82	160696832,6	7,64	2,55
300-1650	26020103,85	148049,33	2,7	7696820,2	8,64	2,16
1650-3300	7996100,6	75719,4	2,59	7696820,2	10,59	2,12