Буровые растворы

1.7.1. Назначение

· Очистка забоя и ствола от шлама - (v_КП > v_СШ)

· Создание противодавления на стенки скважины (P_СКВ > Р_ПЛ)

· Подвод энергии к забойному двигателю (Q = Q_Т/Б)

· Охлаждение и смазка долота и забойного двигателя (t_заб> 200˚С)

1.7.2. Требования к буровому раствору

· Хорошая прокачиваемость

· Удержание шлама во взвешенном состоянии при выключенной циркуляции (тиксотропность)

· Легкость очистки от шлама и газа (чтобы не растворялись в растворе)

· Сохранение коллекторских свойств пласта (чтобы ничего не попадало в пласт)

· Инертность к породе и пластовому флюиду (чтобы не было взаимных химических реакций)

· Химическая неагрессивность (не разъедал руки и оборудование)

· Пожаробезопасность (при добавках нефти)

· Температуроустойчивость (требования до 220°С)

1.7.3. Показатели свойств буровых растворов

1.7.3.1. Плотность

· Функции – создание гидростатического давления в скважине для:

- Исключения выброса из пласта

- Сохранения устойчивости ствола

· Диапазон – от 1.08 до 2.25 г/см3

· Измерения – ареометр, пикнометр, рычажные весы, автоматический плотномер

1.7.3.2. Реологические параметры – вязкость, статическое (СНС) и динамическое (ДНС) напряжение сдвига

· Вязкость – прокачиваемость, обусловленная внутренним трением в растворе

- Высокая вязкость – плохая очистка, рост давления

- Основное требование – низкая вязкость

- Измерение – воронка, ротационный вискозиметр

· СНС и ДНС – характеристики прочности структуры раствора

- СНС – в покое, ДНС – в движении

- Высокое СНС - хорошо удерживается шлам, но растет давление

- Основное требование – держать СНС в строгих пределах

- Измерение – ротационный вискозиметр, СНС-2

· Фильтрация или водоотдача – способность проникновения фильтрата раствора в пласт и образования корки

- Высокая фильтрация – ухудшение проницаемости пласта, снижение устойчивости стенок

- Основное требование – снижение фильтрации, тонкая прочная корка

- Измерение прибором ВМ-6, ВГ-1М

1.7.3.3. Другие свойства – содержание твердой фазы (требуется снижать), показатель РН (иметь такой же, как у вскрываемых пород), стабильность (повышать), смазывающие свойства (повышать).

1.7.3.4. Обработка буровых растворов – производится с помощью утяжелителей и химреагентов для достижения требуемых показателей по плотности, вязкости и водоотдаче.

1.7.4. Классификация буровых растворов по основе

· На водной основе

- Вода, рассол:

§ гуматный (бентонит, УЩР + хроматы, CaCl₂);

§ полисахаридный (бентонит, КМЦ + нитролигнин, фосфаты).

- Суспензии глин и карбонатов

§ известковый (бентонит, ССБ, NaOH, Ca(OH)₂);

§ гипсоизвестковый (бентонит, Ca(OH)₂, CaSO₄*2H₂O, КМЦ, NaOH).

- Ингибирующие растворы - растворы, регулирующие коагуляцию, т.е. с добавками, препятствующими контакту с водой (кальциевые, калиевые, силикатные, магниевые, натриевые):

§ лигносульфонатный (бентонит, окзил, NaOH, КССБ, пакрилат);

§ малосиликатный (Na₂SiO₃).

· На углеводородной основе

- РНО (на нефтяной основе) - диз.топливо, нефть;

- ИБР (известково-битумные) - диз.топливо + битум + известь, сульфонол;

- Инвертные эмульсии - диз.топливо, нефть, эмультал, СМАД, CaCl₂, MgCl₂

· Газообразные агенты

- Аэрированные растворы - бентонит, сульфонол, NaOH

- Пены - сульфонол, КМЦ, NaCl

- Воздух

- Выхлопные и природные газы

1.7.5. Классификация по плотности

● Облегченные, до 1.08 г/см3; ● Нормальные, до 1.3 г/см3; ● Утяжеленные.