14.Выбор реологических свойств бурового раствора.

Реологические свойства бурового раствора характеризуются значениями пластической вязкости , динамического напряжения сдвига _о. Из рис.1 выбираем показатели _о,  по _о, а так же из соображений, что при ламинарном режиме течения бурового раствора в затрубном пространстве вынос обломков выбуренной породы улучшается, если профиль эпюры скорости бурового раствора в затрубном пространстве имеет менее вытянутую форму. Форма эпюры скоростей зависит от отношения величин динамического напряжения сдвига и пластической вязкости. Практикой бурения установлено, что это отношение должно находиться в пределах:

если выражено в дПа, а - в мПа^.с.

При бурении интервалов под эксплуатационную колонну, где выдерживается соотношение , можно принимать При бурении под кондуктор и техническую колонну, когда и необходимо улучшить условие выноса обломков, целесообразно поддерживать

14.1.Значения пластической вязкости , динамического напряжения сдвига о

Интервал	о	о, дПа	 , мПа с
0-206	1,05 – 1,08	50-60	3-4
206-1900	1,25 – 1,28	60-70	6-7
1900-2830	1,25 – 1,28	60-70	6-7

14.2.Эффективная вязкость

Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 при частотах вращения n₁=300 и n₂=600 об/мин, эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:

_эф =+₀/6 Единицы измерения: [_эф]=мПа*с [₀]=дПа

Интервал 0-206 м. _эф = 5,5+ 55/6 = 14,7 мПа*с.

Интервал 206-1900 м. _эф = 6,5+ 65/6 = 17,3 мПа*с.

Интервал 1900-2795 м. _эф = 6,5+ 65/6 = 17,3 мПа*с.

14.3.Условная вязкость

По величине _эф рассчитывают условную вязкость УВ

УВ = 14,7+0,87*_эф+0,01*_эф²

При 1100 кг/м³ вводится поправка

УВ^*=УВ*1,1/_

Интервал 0-792 м. УВ =14,7+0,87*14,7+0,01*14,7² = 29,7 c.

Интервал 792-2665 м. УВ =14,7+0,87*17,3+0,01*17,3² = 32,5 c.

Интервал 2665-2795 м. УВ =14,7+0,87*17,3+0,01*17,3²= 32,5 c.

14.4. Статическое напряжение сдвига.

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы. Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение этого показателя составляет 15 дПа. Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти, значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.

Интервал Параметр	0 – 206	206 – 2830
Одноминутное СНС 1, дПа.	15 – 20	20–25
Десятиминутное СНС 10, дПа.	50-55	55–60