1.7.1. Назначение
· Очистка забоя и ствола от шлама - (vКП > vСШ)
· Создание противодавления на стенки скважины (PСКВ > РПЛ)
· Подвод энергии к забойному двигателю (Q = QТ/Б)
· Охлаждение и смазка долота и забойного двигателя (tзаб> 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.