Большинство - буровой раствор
Cтраница 1
 |
Зависимость потерь напора от скорости течения потока жидкости. [1] |
Большинство буровых растворов относится к неньютоновским жидкостям, и их течение подчиняется закону Шведова - Бингама. [2]
Большинство буровых растворов ведут себя как жидкости, являющиеся чем-то средним между бингамовской пластичной жидкостью и жидкостью, подчиняющейся степенному закону. В результате действия сил между частицами при низких скоростях сдвига п и К не постоянны. Буровые растворы имеют довольно неопределенное значение предельного динамического напряжения сдвига, которое меньше получаемых путем экстраполяции значений напряжения сдвига, измеренных при высоких скоростях сдвига. [3]
У большинства буровых растворов рН лежит в щелочной области. Достигается это обработками каустиком, кальцинированной содой и отчасти за счет гидролитической щелочности других реагентов. Именно при таком рН отмечается наибольшая пептизация глинистой фазы и наиболее выгодные конформацик высокомолекулярных реагентов. [4]
 |
Аппроксимация реальной кривой течения жидкости моделями Бингама и Оствальда-де Ваале. [5] |
Однако большинство буровых растворов не подчиняется ни одной из этих двух моделей. Если реологические параметры определяются по двум точкам определенного диапазона скоростей сдвига кривой течения ( точки / и 2 на рис. 2.18), то вне этого диапазона вычисленные значения напряжения сдвига могут быть больше ( для модели Бингама) или меньше ( для модели Оствальда), чем реальные. [6]
Поведение большинства буровых растворов точно не согласуется ни с одной из этих моделей, но в каждом конкретном случае с помощью одной или нескольких из этих моделей можно с достаточной для практических целей точностью предсказать это поведение. [7]
 |
Графики консистенции ньютоновских жидкостей в логарифмическом масштабе.| Зависимость профиля скоростей от показателя нелинейности. ( Во всех случаях - средняя скорость 1 5 м / с. [8] |
Графики консистенции большинства буровых растворов занимают промежуточное положение между кривыми течения идеальной бингамовской вязкопластичной и идеальной псевдопластичной жидкостей. [9]
МИН-1 можно добавлять в большинство буровых растворов на водной основе, за исключением тех, которые обработаны гуматными реагентами. В пресные и соленые глинистые растворы МИН-1 следует вводить в виде насыщенного рассола 35 % - ной концентрации, при этом необходимо учесть, что при вводе в кристаллическом виде будет интенсивное пенообразование, а время растворения больше. [10]
Вода была первым буровым раствором и все еще остается главной составляющей большинства буровых растворов. В связи с этим наибольшее внимание будет уделено растворам на водной основе. [11]
Рассмотрим проявление реологических свойств при течении структурированной вязкопластичной жидкости, к которой может быть отнесено большинство буровых растворов. Как видно на рис. 5.2, движение вязкопластичной жидкости ( в отличие от ньютоновских жидкостей) начинается после превышения некоторого предельного напряжения сдвига. [12]
Рассмотрим проявление реологических свойств при течении структурированной вязкопластичной жидкости, к которой может быть отнесено большинство буровых растворов. Как видно из рис. 5.2, движение вязкопластичной жидкости ( в отличие от ньютоновских жидкостей) начинается после превышения некоторого предельного напряжения сдвига. [13]
Причем сложность реологического состояния заключается не только в отклонении реологических характеристик от, бингамовских констант, но и в принадлежности большинства буровых растворов к иному виду жидкостей - нестационарным по реологическому состоянию. [14]
Величина рН буровых растворов изменяется в широких пределах и является важным фактором, позволяющим регулировать основные технологические свойства промывочных жидкостей на водной основе. Большинство буровых растворов, применяющихся при проводке нефтяных и газовых скважин, имеют повышенную щелочность. В этой связи большое значение приобретает установление зависимости коррозионной стойкости сплава Д16Т от рН раствора. [15]
Страницы: 1 2