Презентация на тему Реологические свойства буровых растворов

на ряд важных факторов успешного бурения скважины, включая:
контроль

давления в скважине для предотвращения проявлений пластовых флюидов;
обеспечение на выходе из насадок долота кинетической энергии потока, необходимой для повышения механической скорости бурения;
обеспечение устойчивости ствола скважины в интервалах с высокими поровым и горным давлениями;
эффективность удаления выбуренной породы (шлама) из скважины;
способность раствора удерживать шлам и материал-утяжелитель во взвешенном состоянии в статических условиях;
возможность осуществлять очистку раствора от шлама и газа на поверхности.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

взаимосвязанные части механики жидкостей.
Реология – это наука о

поведении различных текучих и пластичных тел при механическом нагружении. В основном реология изучает связи между деформациями или скоростями деформаций с действующими в жидкостях напряжениями. Математические выражения этих связей называются реологическими моделями жидкостей.
В свою очередь реологические модели используются в решении задач гидродинамики - науки, изучающей как собственно движение жидкостей, так и воздействие жидкостей на обтекаемые ими тела.
Применительно к буровым растворам их механические свойства должны быть количественно выражены параметрами соответствующих реологических моделей, а затем эти параметры могут быть использованы для решения инженерных гидродинамических задач при бурении скважин.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

методами. Измеряя реологические характеристики бурового раствора, можно определить, как

этот раствор будет течь при различной температуре, давлении и скорости сдвига.
Вязкостью в широком смысле может быть названа способность среды сопротивляться течению.
В такой трактовке термин «вязкость» является наиболее общей характеристикой текучести жидкости и может аккумулировать в себе не только собственно вязкостные свойства жидкостей, но и их пластические и тиксотропные свойства. Вот почему в зависимости от метода определения существуют различные показатели вязкости (и соответствующие термины, относящиеся к вязкости)

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

связанные с вязкостью и другими реологическими характеристиками буровых растворов

(в скобках приведены единицы измерения):
Условная вязкость /Funnel viscosity/ (сек/кварта или сек/л)
Эффективная вязкость /Effective viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Кажущаяся вязкость /Apparent viscosity/ (cП или мПа⋅сек)
Пластическая вязкость /Plastic viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Предельное динамическое напряжение сдвига /Yield point/ (фунт/100 фут2 или дПа)
Коэффициент консистенции /Consistency index/ (дПа⋅сn или дн⋅сn/см2)
Показатель нелинейности /Power Low index/ (безразмерная величина)
Вязкость при низкой скорости сдвига /Low-Shear-Rate Viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Предельное статическое напряжение сдвига /Gel strengths/ (фунт/100 фут2 или дПа).

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

«Реологические свойства буровых растворов»
»
Если жидкость, протекающую через трубку,

разделить условно на концентрические слои, то окажется, что эти слои движутся с различными скоростями, причем форма (эпюра) распределения скоростей имеет вид параболы.
Такое течение жидкости называется ламинарным (струйным).

Δυ к расстоянию между ними Δr называется скоростью сдвига

γ = Δυ/Δr.
Сила взаимодействия между двумя соседними слоями, перемещающимися относительно друг друга с определенной скоростью, зависит от рода жидкости, площади соприкосновения трущихся слоев и скорости сдвига (закон внутреннего трения И. Ньютона)
F = μSγ,
Где:
F – сила трения между двумя соседними слоями жидкости; μ - динамическая вязкость (эффективная вязкость), зависящая от природы жидкости;
S – площадь соприкосновения слоев;
γ - скорость сдвига.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

/ S = μ γ,
где F / S =

τ - касательное напряжение, вызывающее сдвиг слоя.
[τ] = F / S = Н/м2 = Па.
Тогда в окончательном виде закон И. Ньютона запишется следующим образом
τ = μ γ
реологическая модель ньютоновской (вязкой) жидкости.

[μ] = τ / γ = Па/с-1 = Па⋅с.

При температуре 20,0 °С и давлении 0,1 МПа вязкость воды равна 1 мПа⋅с.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

ньютоновских (вязких) жидкостей представляет собой прямую линию, проходящую через

начало координат.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

Из графика следует, что для ньютоновских жидкостей динамическая вязкость остается неизменной при любой скорости сдвига (в трубах, в затрубном пространстве, в насадках долота) и геометрически представляет собой тангенс угла наклона реологической кривой к оси скорости сдвига.

0

γ

τ

α

μ = tg α

которых не подчиняется закону внутреннего трения И. Ньютона, называются

неньютоновскими.

Различают два типа неньютоновских буровых растворов:

псевдопластичные (ППЖ);
вязкопластичные (ВПЖ).

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

координат и обращена выпуклостью к оси касательных напряжений сдвига.

Отношение τ/γ (вязкость) такой жидкости при увеличении скорости сдвига уменьшается.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

Реологическое поведение ППЖ описывается законом Оствальда – де Ваале

τ = k(γ)n,

где k – показатель консистенции, Па⋅с; n – показатель неньютоновского поведения (n < 1).

0

γ

τ

координат, а начинается от точки на оси касательных напряжений

сдвига и имеет прямолинейный участок.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

Для скоростей сдвига, соответствующих линейному участку, τ = f(γ) описывается законом Бингама – Шведова

τ = τ0 + η γ,

где τ0 - динамическое напряжение сдвига, Па (дПа);
η - пластическая вязкость, Па⋅с (мПа⋅с).

0

τ

τ0

СНС

γ

буровые растворы делятся на три типа:

ньютоновские (вязкие) -

τ = μ⋅ γ, где μ - динамическая вязкость (модель Ньютона);

неньютоновские:

ППЖ - τ = k(γ)n, где k – показатель консистенции; n – показатель неньютоновского поведения (модель Оствальда - де Ваале);
ВПЖ - τ = τ0 + η γ, где τ0 – динамическое напряжение сдвига; η- пластическая вязкость (модель Бингама – Шведова).

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

модели:
априорный или эвристический подход, когда реологические свойства бурового

раствора характеризуют либо пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига (показателями модели Бингама – Шведова), либо показателями консистенции и неньютоновского поведения (показателями модели Оствальда - де Ваале);
апостериорный подход, когда реологические свойства бурового раствора характеризуют показателями той из двух рассматриваемых моделей, которая наиболее адекватно, т.е. с меньшей погрешностью, описывает его реологическое поведение;
 компромиссный подход, когда реологические свойства бурового раствора одновременно оценивают показателями, входящими в модель Бингама - Шведова и Оствальда - де Ваале.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

сдвига меняется в очень широких пределах:
в бурильной

колонне от 100 до 500 с-1,
в УБТ от 700 до 3000 с-1;
в затрубном кольцевом пространстве от 10 до 500 с-1, чаще всего 100 с-1;
в насадках долот от 10 000 до 100 000 с-1

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

напряжениями и скоростями сдвига и определить значения показателей реологических

свойств бурового раствора чаще всего используют ротационные вискозиметры, основу которых составляют два вертикально расположенных соосных цилиндра, в зазор между которыми заливается исследуемый буровой раствор.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

растворов в нашей стране используют вискозиметр ВБР-1, представляющий собой

стандартную воронку объемом 700 см3, заканчивающуюся калиброванной трубкой диаметром 5 мм и длиной 100 мм.
Показателем реологических свойств в этом случае является условная вязкость (УВ, с) - величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению.
Условная вязкость определяется временем истечения 500 см3 бурового раствора через вертикальную трубку 2 из воронки 1, заполненной 700 см3 бурового раствора. В состав ВБР-1 так же входят мерная кружка 3 и сетка 4.
Воронки Марша, оснащена трубкой меньшей длины (50,8 мм) и меньшего диаметра (4,7 мм), но при этом ее воронка и мерная кружка имеют большую вместимость: соответственно 1500 и 946 см3.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

связанные с вязкостью и другими реологическими характеристиками буровых растворов

(в скобках приведены единицы измерения):
Условная вязкость /Funnel viscosity/ (сек/кварта или сек/л)
Эффективная вязкость /Effective viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Кажущаяся вязкость /Apparent viscosity/ (cП или мПа⋅сек)
Пластическая вязкость /Plastic viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Предельное динамическое напряжение сдвига /Yield point/ (фунт/100 фут2 или дПа)
Коэффициент консистенции /Consistency index/ (дПа⋅сn или дн⋅сn/см2)
Показатель нелинейности /Power Low index/ (безразмерная величина)
Вязкость при низкой скорости сдвига /Low-Shear-Rate Viscosity/ (сП или мПа⋅сек)
Предельное статическое напряжение сдвига /Gel strengths/ (фунт/100 фут2 или дПа).

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

его эффективную вязкость при максимальной скорости сдвига
1022 с-1,

реализуемой в ротационном вискозиметре. Кажущуюся вязкость раствора легко рассчитать по формуле


где (фунт/100 фут2) - показания вискозиметра при 600 об/мин.
Согласно стандартам, разработанным Американским нефтяным институтом (API), кажущуюся вязкость бурового раствора можно выражать не только в миллипаскалях, умноженных на секунду (мПа*с), но и в сантипуазах (сП). При этом численное значение вязкости остается одним и тем же, так как 1мПа*с = 1 сП. То же относится и к пластической вязкости раствора.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

из двух параметров реологической модели Бингама, широко используемой для

описания реологических свойств буровых растворов (второй параметр модели – динамическое напряжение сдвига).
PV (мПа⋅с) = Ѳ600 – Ѳ300

Пластическая вязкость бурового раствора есть мера механического трения в жидкой фазе раствора диспергированных частиц твердой фазы, эмульгированной фазы, а также макромолекул полимеров.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

твёрдой фазы;
размер и форма твёрдой фазы;
вязкость жидкой фазы;
присутствие полимеров

с линейным строением макромолекул и достаточно длинной молекулярной цепью;
соотношение углеводородная фаза/вода (O/W) или синтетическая основа/вода (S/W) в инвертно-эмульсионных растворах;
тип эмульгаторов в инвертно-эмульсионных растворах.
Любое увеличение площади поверхности приведет к росту пластической вязкости

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

рассмотренной выше пластической вязкостью является параметром реологической модели Бингама

и вычисляется по показаниям ротационного вискозиметра следующим образом:
YP (фунт/100 фут2) = Ѳ300 – PV
Наличие у жидкости предельного напряжения сдвига (как статического, так и динамического) обусловлено существованием сил электрического и/или межмолекулярного притяжения диспергированных в жидкости частиц.
Динамическое напряжение сдвига зависит от: 1) концентрации зарядов на поверхности/сколах частиц твердой фазы раствора; 2) объемной концентрации твердой фазы; 3) концентрации и типов ионов в жидкой фазе.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»

рассмотренной выше пластической вязкостью является параметром реологической модели Бингама

и вычисляется по показаниям ротационного вискозиметра следующим образом:
YP (фунт/100 фут2) = Ѳ300 – PV
Наличие у жидкости предельного напряжения сдвига (как статического, так и динамического) обусловлено существованием сил электрического и/или межмолекулярного притяжения диспергированных в жидкости частиц.
Динамическое напряжение сдвига зависит от: 1) концентрации зарядов на поверхности/сколах частиц твердой фазы раствора; 2) объемной концентрации твердой фазы; 3) концентрации и типов ионов в жидкой фазе.

Курс «Буровые технологические жидкости»
Лекция 3 «Реологические свойства буровых растворов»
»