Реологические свойства буровых растворов

Буровые растворы должны обладать хорошей текучестью, чтобы при бурении их можно было легко прокачивать насосами. Хорошей прокачиваемостью обладают те жидкости, при течении которых возникает меньшее сопротивление.

Способность однородных жидкостей, таких как вода, керосин, бензол оказывать сопротивление течению принято оценивать по величине абсолютной или динамической вязкости. В уравнение Ньютона, характеризующее связь касательных напряжений в потоке жидкости со скоростью сдвига ее слоев, динамическая вязкость μ входит в виде коэффициента пропорциональности:

Жидкости, течение которых подчиняется этому уравнению, называются ньютоновскими.

Большинство буровых растворов не являются ньютоновскими жидкостями. Зависимость касательных напряжений в потоке от скорости сдвига для глинистых растворов принято приближенно описывать уравнением Шведова-Бингама:

Поэтому глинистые растворы называют бингамовскими или вязко-пластичными жидкостями.

Способность вязко-пластичных жидкостей оказывать сопротивление течению оценивается величиной двух параметров, которые называются:

• пластическая вязкость – η, Па∙с
• динамическое напряжение сдвига τ₀, Па.

Та доля сопротивления течению, которая характеризуется величиной пластической вязкости, зависит, главным образом, от трения между частицами дисперсной фазы и молекулами дисперсионной среды. Основным фактором, определяющим величину пластической вязкости, является концентрация твердой фазы в глинистом растворе, размер и форма частиц. Доля сопротивления течению, характеризуемая величиной динамического напряжения сдвига, зависит от сил взаимодействия между частицами твердой фазы, от интенсивности процессов структурообразования.

С увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига растут гидравлические сопротивления при ламинарном режиме течения глинистого раствора, увеличиваются затраты мощности на преодоление этих сопротивлений. При постоянной максимальной гидравлической мощности насосов меньшая доля ее может быть полезно использована в турбобуре или в насадках долота.

Применение «вязкого», то есть обладающего высокими пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига глинистого раствора, увеличивает опасность поглощений, газонефтепроявлений, обвалов из-за больших колебаний давления, вызванных движением бурильной колонны по стволу при спуско-подъемных операциях.

Промывка скважины вязким раствором при бурении ведет к ухудшению очистки забоя, понижению механической скорости бурения и проходки на долото.

Величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига не только характеризуют текучесть глинистого раствора, но также дают возможность оценить причины его загустевания и наметить пути разжижения. Увеличение пластической вязкости свидетельствует об увеличении концентрации твердой фазы, а резкий рост динамического напряжения сдвига – о коагуляции. В первом случае для разжижения достаточно разбавить раствор водой, а во втором – необходимо обрабатывать глинистый раствор химическими реагентами.