49
ях
содержания глинистой фазы, т. е. для «условно-безглинистых» растворов.
Причём для разной концентрации химических реагентов различается угловой
коэффициент, который при данных минимальных концентрациях глинистой
фазы будет прямо пропорционален концентрации химических реагентов в бу-
ровом
растворе, что дополнительно доказывает негативное влияние избыточ-
ной обработки бурового раствора химическими реагентами.
Рисунок 2.2 – Зависимость пластической вязкости от МВТ, полученная
при промысловых исследованиях
Таким образом, вернувшись к вышеуказанной зависимости, можно прий-
ти к следующей функции:
y = kx + b
,
(2.22)
которая применительно к рассматриваемой ситуации примет вид:
PV =
[MBT]
·k + PV
0
,
(2.23),
где
PV
– величина пластической вязкости в мПа
с,
[MBT] – значение параметра адсорбционно-обменной ёмкости бурового
раствора, выраженное в кг/м
3
неорганических коллоидов, содержащихся в рас-
творе (глинистая фракция),
PV
0
– величина пластической вязкости в (мПа
с)
свежего раствора без
глинистой фазы, измеренная при циркуляции после усреднения и стабилизации
параметров бурового раствора до начала бурения,
k
– коэффициент, определяющий степень роста параметра пластической
вязкости в процессе загрязнения бурового раствора глинистой фазой, т. е. на
изменение пластической вязкости бурового раствора при
увеличении содержа-
ния глинистой фазы на 1 кг/м
3
.
Исходя из указанной выше формулы, коэффициент
k
можно легко выра-
зить как
50
k =
(
PV – PV
0
)
/
[MBT],
(2.24)
где
PV
и [MBT] – средние величины
пластической вязкости в мПа
с и ад-
сорбционно-обменной ёмкости бурового раствора, выраженные в кг/м
3
для рас-
сматриваемой серии замеров.
Определение данного коэффициента с использованием нескольких пер-
вых замеров технологических свойств бурового раствора позволит в будущем
судить о степени наработки бурового раствора в процессе углубления в интер-
валах, представленных слаболитифицированными
породами, при условии со-
хранения концентрации химических реагентов в буровом растворе на
оптимальном уровне. На основании вышеизложенного рекомендуется исполь-
зовать при бурении в слаболитифицированных
глинистых породах исключи-
тельно растворы, которые можно условно принять за безглинистые, либо в ряде
случаев малоглинистые системы, не допуская значительного перехода их со-
стояния в инкубационный участок, который в большой степени может означать
излишнее загрязнение бурового раствора коллоидной фазой. Применение же
описанной методики позволяет удерживать буровой
раствор в стабильном со-
стоянии при минимальных затратах времени с высокой точностью прогнозиро-
вания состояния промывочной жидкости.
Применение вышеизложенной методики позволяет осуществлять управ-
ление качеством бурового раствора в процессе бурения скважины с целью под-
держания стабильности и общего качества системы при минимизации рисков
возникновения аварий и осложнений.
Do'stlaringiz bilan baham: