Буровой раствор

БУРОВОЙ РАСТВОР (а. drilling fluid, drilling mud; н. Spulung, Воhrschlamm, Spulflussigkeit; ф. boue de forage; и. Iodo de sondeo) — технологическое наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.

При циркуляции в скважине буровой раствор очищает забой от выбуренной породы, транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает её во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, активизирует процесс разрушения горной породы долотом, предотвращает осыпи, обвалы и др., обеспечивает качественное вскрытие продуктивных горизонтов, оказывает смазывающее и антикоррозийное действие на буровой инструмент, вращает забойные двигатели.

В практике бурения применяют буровой раствор на водной (технической воде, растворы солей и гидрогели, полимерные, полимерглинистые и глинистые растворы) и углеводородной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) основах. При бурении в хемогенных отложениях используют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случаях возможных осыпей и обвалов стенок скважины — ингибирующие растворы, при воздействии высоких температур — термостойкие (термосолестойкие) глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных горизонтов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжелённые буровые растворы, в неосложнённых условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимерглинистые растворы с низким содержанием твёрдой фазы.

Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и др. Плотность буровых растворов измеряется ареометром буровым и составляет 900-2500 кг/м³. Условная вязкость определяется временем истечения заданного объёма бурового раствора из стандартной воронки (ВП-5); эффективная вязкость, измеряемая ротационным вискозиметром, отражает соотношение между касательными напряжениями в потоке и действующим градиентом скорости (в среднем 600 с-1) и составляет 1-100 сП. Предельное статическое напряжение сдвига (напряжение, необходимое для разрушения структуры раствора и начала его течения) измеряется вискозиметром в пределах от 0 до 20 Па. Водоотдача буровых растворов характеризуется объёмом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося из раствора через стандартную фильтрующую поверхность при перепаде давления на ~ 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационной корки), образующегося при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Содержание твёрдой фазы в буровых растворах характеризует концентрацию глины (3-15%) и утяжелителя (20-60%).

Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства буровых растворов регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для снижения водоотдачи, уменьшающей увлажнение, набухание и потерю устойчивости горных пород, буровые растворы на водной основе обрабатывают понизителями водоотдачи: углещелочным реагентом, конденсированной сульфитно-спиртовой бардой, карбоксиметилцеллюлозой, оксиэтилцеллюлозой, модифицированным крахмалом, акриловыми полимерами (метасом и др.). Регулирование реологических свойств буровых растворов, обеспечивающих снижение гидравлических сопротивлений при циркуляции раствора, очистку забоя от выбуренной породы, уменьшение эрозии стенок скважины, достигается вводом понизителей вязкости (окисленного замещённого лигносульфоната, феррохромлигносульфоната, нитролигнина, полифенолов, фосфатов) и структурообразователей (бентонит, палыгорскит, асбест и др.). Для предотвращения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность буровых растворов путём введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³, баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают её до 1000 кг/м³ за счёт аэрирования буровых растворов (см. Аэрация) или добавления в него пенообразователей (сульфонола, лигносульфоната). Подавление гидратации и набухания горных пород при их взаимодействии с фильтратом буровых растворов достигается обработкой его окисью кальция, гипсом, хлористым кальцием и калием, едким натром и калием, жидким стеклом и др. Антифрикционные свойства буровых растворов усиливают вводом смазочных добавок (нефти, графита, окисленного петролатума, смеси гудронов и др.). Для сохранения реологических и фильтрационных свойств буровых растворов при высоких температурах применяют хроматы и бихроматы калия или натрия и антиоксиданты. В качестве пеногасителей буровых растворов используют резиновую и полиэтиленовую крошку, жирные кислоты и спирты, кремнийорганические соединения и др. Для регулирования содержания твёрдой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.

Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и др.), вводимые в раствор для придания агрегативной устойчивости, стабилизаторы-структурообразователи (окисленный петролатум и битум, органоглина), гидрофобизаторы (сульфонол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизители фильтрации (органогуматы).

Приготовляют буровые растворы непосредственно перед бурением и в его процессе при помощи гидросмесителей и диспергаторов (см. Диспергатор буровой). Содержание твёрдой фазы буровых растворов регулируется 3-ступенчатой системой очистки — на вибрационных ситах, пескоотделителе и илоотделителе; газообразные агенты отделяют в дегазаторах (см. Дегазатор буровой). В СССР ежегодное использование буровых растворов, например для бурения нефтяных и газовых скважин, достигает 50 млн. м³.