1.5 Промивання свердловин і вимоги до бурових рідин

Особливістю обертального буріння свердловин є те, що його функціонування можливе тільки за безперервного промивання стовбура в процесі буріння. Промивна рідина виконує такі основні функції: очищує свердловину від вибуреної породи шляхом винесення її на поверхню, охолоджує долото, створює протитиск на розкриті в стовбурі свердловини пласти, перешкоджаючи нафто-, газо-, водопроявленням; попереджує обвали порід зі стінок свердловини; під час турбінного буріння є джерелом гідравлічної енергії; зменшує поглинання рідини зі стовбура свердловини в пористі, проникні пласти за рахунок утворення на стінках стовбура кірки.

Ряд функцій бурового розчину пов’язаний з геологічними умовами буріння, тому вибору бурового розчину для конкретних умов буріння повинно передувати ретельне вивчення геології району і, особливо, літолого-хімічних характеристик порід, пластових тисків і температур.

Бурові розчини являють собою дисперсну систему і залежно від цієї ознаки та інших їх класифікують: 1) за складом дисперсної фази – на безглинисті, малоглинисті, глинисті, бітумні; 2) за видом дисперсного середовища – на водні і неводні (нафтові); 3) за складом наповнювачів – на аеровані (спіненні), емульсійні, обважнені і карбонатні (крейдові); 4) за хімічним обробленням – на оброблені і необроблені хімічними реагентами.

Для забезпечення потрібних сприятливих умов буріння із подальшим ( непогіршеними умовами буріння) припливом нафти і газу з продуктивних пластів бурові розчини повинні мати такі основні властивості, які визначають їх якість:

2. густина в кг/м³, яка є визначальною для розрахунків тиску на розкриті свердловиною пласти, що містять нафту, газ, воду;

3. умовна (позірна) в’язкість у с, яка є мірою гідравлічних опорів;

4. структурна (пластична) в’язкість у Н·с/м², яка визначає властивість розчину утримувати в завислому стані тверді частинки при припиненні циркуляції рідини;

5. водовіддача – здатність розчину віддавати воду пористим породам у цілому за 30 хв;

6. товщина глинистої кірки в мм, яка визначається після завершення досліджень водовіддачі вимірюванням товщини кірки на фільтрувальному папері;

7. статичне напруження зсуву в Н/м², яке визначає опір розчину зсуву або силу, яку слід прикласти до розчину, щоб він почав текти;

8. вміст у глинистому розчині твердих частин – величина, яка встановлюється відношенням кількості твердих частин (піску) до загальної кількості бурового розчину в %;

1. концентрація водневих іонів рН, яка характеризує лужність або кислотність бурових розчинів. За рН>7 розчин лужний, за рН=7 – нейтральний; за рН<7 – кислий. Названі параметри бурового розчину контролюються в лабораторіях або безпосередньо на буровій. Так, густина бурового розчину в лабораторії вимірюється пікнометрами, а на буровій – ареометрами (АГ-ЗПП). В^’язкість розчину в умовах бурової визначається віскозиметром за часом витікання 500 см³ розчину з ємності з 5 мм трубкою. Водовіддача бурового розчину визначається за допомогою приладу ВМ-6 шляхом вимірювання об’єму відфільтрованої з розчину води за 30 хвилин. Вийнятий з приладу ВМ-6 паперовий фільтр, на якому утворилась глиниста кірка, поміщають на скляну пластинку і з допомогою спеціальної голки (прилад Віка) визначають товщину кірки. В умовах бурової вміст твердих частинок (піску) у розчині визначається в спеціальному відстійнику ОМ-2. Розчин попередньо розріджується водою (береться 50 мл розчину і розводиться водою до 500 мл), а потім у прозорій мензурці фіксується відстій.

Вимірювання структурної в’язкості, статичної напруги зсуву, рН і інших параметрів виконується спеціальною апаратурою в лабораторіях глинистих розчинів.

Якість бурового розчину істотно впливає як на швидкість проводки свердловини, так і на якість розкриття нафтогазопродуктивних пластів. Хімічне оброблення бурових розчинів покращує його основні показники: знижує водовіддачу розчину, тим самим попереджуючи розбухання порід свердловини і звуження стовбура, а також забруднення нафто-, газопродуктивних пластів відфільтрованою водою; зменшує товщину кірки на стінках стовбура свердловини і знижує її липкість; знижує в’язкість, статичну напругу зсуву, тим самим зменшуючи гідравлічні опори і, відповідно, енергетичні витрати на буріння свердловини; підвищує стійкість розчину до впливу на його властивості високих температур; розширює діапазон регулювання густини розчинів від полегшених, коли , до обважнених.

Бурові розчини можна готувати безпосередньо на буровій з допомогою механічної глиномішалки або на централізованому глинозаводі, звідки розчин завозять на бурову в автомашинах-цистернах. У зв’язку з тим, що в процесі буріння розчин забруднюється уламками вибуреної породи, то в циркуляційній системі бурової є пристрої (вібросито, гідроциклон) для очищення розчину від шламу. Крім того, до подавання на буровий насос розчин надходить в ємність для відстоювання.