7.4. Выбор статического напряжения сдвига

Буровой раствор должен обладать способностью к тикотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Исследования ВНИИКРнефти и многолетняя практика бурения показала, что одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах ₁ = 25-35 дПа. Минимально допустимое значение этого показателя составляет ₁ = 15дПа.

Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию :

К_т = ₁₀ / ₁  3

К_тI = ₁₀ / ₁  3

₁₀ = ₁ * 2 = 30 * 2 = 60 дПа для I,VI интервалов

₁₀ = ₁ * 2 = 25 * 2 = 50 дПа для II интервала

₁₀ = ₁ * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для III интервала

₁₀ = ₁ * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для IV интервала

₁₀ = ₁ * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для V интервала

₁₀ = ₁ * 2 = 30 * 2 = 60 дПа для VII интервала

₁₀ = ₁ * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для VIII интервала

7.5. Выбор значения условной вязкости

Условная вязкость, также как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.

 = ₆₀₀ - ₃₀₀, мПа*с ,

_о = 3*(₃₀₀ - ), дПа,

_эф = ₆₀₀ / 2 , мПа*с

в которых ₆₀₀, ₃₀₀ – установившиеся показания вискозиметра при частоте вращения 600 и 300 об/мин, соответственно.

Из трех приведенных равенств нетрудно получить зависимость

_эф =  + _о / 6 , мПа*с , V

_эф =  + _о / 6 = 4 + 77,4 / 6 = 16,9 мПа*с для I,VI интервалов

_эф =  + _о / 6 = 4 + 56,04 / 6 = 13,01 мПа*с для II интервала

_эф =  + _о / 6 = 3 + 28,35 / 6 = 7,73 мПа*с для III интервала

_эф =  + _о / 6 = 4 + 47,86 / 6 = 11,98 мПа*с для IV интервала

_эф =  + _о / 6 = 4 + 80,36 / 6 = 17,39 мПа*с для V интервала

_эф =  + _о / 6 = 5 + 126,77 / 6 = 26,13 мПа*с для VII интервала

_эф =  + _о / 6 = 8 + 198,32 / 6 = 41,05 мПа*с для VIII интервала

Затем определим приближенное значение условной вязкости раствора по формуле :

УВ = 14,7 + 0,87 _эф + 0,01_эф²;

УВ_{I, VI} = 14,7 + 0,87*16,9 + 0,01*16,9² = 32,26с

УВ _II = 14,7 + 0,87*13,01 + 0,01*13,01² = 27,71 с

УВ_III = 14,7 + 0,87*7,73 + 0,01*7,73² = 22,02 с

УВ_IV = 14,7 + 0,87*11,98 + 0,01*11,98² = 26,56 с

УВ_V = 14,7 + 0,87*17,39 + 0,01*17,39² = 32,85 с

УВ_VII = 14,7 + 0,87*26,13 + 0,01*26,13² = 44,26 с

УВ_VIII = 14,7 + 0,87*41,05 + 0,01*41,05² = 58,26 с

7.6. Выбор величины показателя фильтрации

Значение показателя фильтрации бурового раствора для конкретных интервалов разреза следует определять на основе сравнения поведения стволов скважин, ранее пробуренных на данной площади. Для этого, используя данные по крайней мере по трем пробуренным скважинам, следует построить график изменения воотдачи с глубиной. На графике нужно отметить осложнения, которые имели место при бурении этих скважин и могли быть связаны с фильтрационными свойствами раствора : обвалы, проработки, затяжки, прихваты. По графикам для каждого выделенного интервала выбирают значения показателя фильтрации, соответствующие минимуму затрат времени на борьбу с осложнениями.