Вопрос к специалистам по буровым растворам

Последнее сообщение
bislab 16 12
Авг 09

Здравствуйте!
Нужна консультация. К нам на скважину приезжает супервайзер. Записывает параметры бурового раствора. Затем делит значение пластической вязкости на значение ДНС. Если получается 0,01 и меньше, то вопросов не возникает, если получается 0,1, то просит привести раствор в порядок, хотя все параметры в рамках проекта. Раствор полимерный хлоркалиевый.
Подскажите, что это он такое делает? Я вообще не вижу логики данных вычислений, но может кто то сталкивался. Заранее большое спасибо!

Валерий Афанасьев 347 13
Авг 09 #1

Перенаправил ваш вопрос знакомому "растворщику", посмотрим что ответит.

Rasty 206 13
Авг 09 #2

Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

bislab 16 12
Авг 09 #3

Большое спасибо, Rasty!!! Полезная информация. А не могли бы Вы дать ссылку на источник информации?

bislab 16 12
Авг 09 #5

Большое спасибо!

Jfk 434 14
Авг 09 #6

Rasty пишет:

Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

а в чем суть?
Т.е. ДНС должно быть как можно меньше, а ПВ больше?
Так?

bislab 16 12
Авг 09 #7

Нет. Не так, наоборот. Желательно иметь низкие значения ПВ. При ДНС=40 и ПВ=10 коэффициент =4, при ДНС=40 и ПВ=15 коэффициент =2,6. А если ДНС будет меньше 40, то коэффициент станет еще ниже.

балшыкбай 3 11
Окт 09 #8

По моему неплохая тема ))) Может поделимся различными проблемами и путями решения оных...

Вот к примеру до сих пор неясно, при extended reach drilling, угол > 30, грят что высоковязкие пачки бесполезны, лучше тупо увеличить, при возможности, обороты инструмента и поднять LSRV...

Go to top