Критическая скорость течения и критическое значение критерия Рейнольдса определяется через критерий Хедстрема:
Не= τ0(Дс-Д)2 ρ/ η2
Интервал VIII Не=6,3(0,168-0,127)2 1350/82*10-6=0,22*106.
Интервал VII Не = 5,2(0,168-0,127)2 1050/52 * 10-6=0,36*106
Интервал V Не = 4,9(0,168-0,127)2 1060/42 * 10-6 =0,54*106
Интервал IV Не = 4,9(0,168-0,127)2 1780/42 * 10-6 =0,92*106
Интервал III Не = 4,5(0,168-0,127)2 1690/32 * 10-6 =1,42*106
Интервал II Не = 4,9(0,168-0,127)2 1520/42 * 10-6 =0,78*106
Интервал I, VI Не = 4,9(0,168-0,127)2 1100/42 * 10-6 =0,57*106
τ0- динамическое напряжение сдвига, Па;
η- пластическая вязкость, Па, с;
ρ- плотность, кг/м3;
Дс - диаметр скважины, м;
Д - наружный диаметр бурильной колонны, м.
Критическое значение критерия Рейнольдса, при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:
Интервал VIII Rекр = 7,3 *2200000,58 + 2100 = 11260
Интервал VII Rекр = 7,3 * 3600000.58 + 2100 = 14289
Интервал V Rекр= 7,3 * 5400000.58 + 2100 = 17520
Интервал IV Rекр= 7,3 * 9200000.58 + 2100 = 23104
Интервал III Rекр= 7,3 * 14200000.58 + 2100 = 29117
Интервал II Rекр= 7,3 * 7800000.58 + 2100 = 21187
Интервал I, VI Rекр= 7,3 * 5700000.58 + 2100 = 18012
Критическая скорость течения:
Интервалы I, VI Wкр = Rекр η/(Дс-Д) *ρ =18012*4*10-3 / (0,168-0,127) * 1100 = 1,59 м/с
|
|
Интервал II WкрIII = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 21187* 4*10-3/ (0,168-0,127) * 1520 = 1,36м/с
Интервал III WкрIV = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 29117 * 3*10-3 / (0,168 – 0,127) * 1690 = 1,26 м/с
Интервал IV WкрIV = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 23104 *4*10-3 / (0,168 – 0,127) * 1780 = 1,27 м/с
Интервал V WкрIV = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 17520 *4*10-3 / (0,168 – 0,127) * 1060 = 1,61 м/с
Интервал VII WкрIV = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 14289 *5*10-3 / (0,168 – 0,127) * 1050 = 1,66 м/с
Интервал VIII WкрIV = Rекр η/(Дс-Д) ρ = 11260 *8*10-3 / (0,168 – 0,127) * 1350 = 1,63 м/с
Rекр=Wкр (Дс-Д) ρ/ η
Rекр=1,27*(0,168-0,127)*1780/4*10-3=23171
Такому значению критерия Рейнольдса соответствует величина критерия Хедстрема:
Некр= (Rекр-2100/7,3)1,72 = ((23171 – 2100) / 7,3)1,72 = 895000
Определяем минимально допустимую величину ДНС бурового раствора, при котором начинается турбулизация потока:
τ0min I, VI =Некрη2/ρ(Дс-Д)2 = 895000* 42*10-6 / 1100*(0,168-0,127)2=77,4 дПа.
τ0min II = 895000* 42 * 10-6 / 1520*(0,168-0,127)2 = 56,04 дПа.
τ0min III = 895000 * 32 * 10-6 / 1690*(0,168- 0,127)2 = 28,35 дПа.
τ0minIV =895000* 42 * 10-6 / 1780*(0,168- 0,127)2 = 47,86 дПа
τ0minV =895000* 42 * 10-6 / 1060*(0,168- 0,127)2 = 80,36 дПа
τ0minVII =895000* 52 * 10-6 / 1050*(0,168- 0,127)2 = 126,77 дПа
τ0minVIII =895000* 82 * 10-6 / 1350*(0,168- 0,127)2 = 198,32 дПа
При ламинарном течении вынос обломков выбуренной породы улучшается. Практикой установлено, что для обычных глинистых растворов это отношение должно находиться в пределах:
τ0 /η=2÷3
При бурении под кондуктор и промежуточные колонны необходимо улучшить условия выноса обломков, целесообразно поддерживать τ0 /η=3.
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 q1 = 25-35 дПа. Минимально допустимое значение этого показателя составляет q1 = 15дПа.
Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:
Кт = q10 / q1 £ 3
КтI = q10 / q1 £ 3
q10 = q1 * 2 = 30 * 2 = 60 дПа для I,VI интервалов
q10 = q1 * 2 = 25 * 2 = 50 дПа для II интервала
q10 = q1 * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для III интервала
q10 = q1 * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для IV интервала
q10 = q1 * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для V интервала
q10 = q1 * 2 = 30 * 2 = 60 дПа для VII интервала
q10 = q1 * 2 = 35 * 2 = 70 дПа для VIII интервала