Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 4

 

 

бурового  раствора  с  большой  скоростью  позволяет    преодолеть  осаждение  шлама  и 
вынести  его  на  поверхность.  Эффективность  выноса  шлама  буровым  раствором  на 
поверхность определяется несколькими факторами: 

Скоростью  движения  бурового  раствора  в  определенном  участке  циркуляционной 

системы. Скорость движения раствора по затрубью - важный фактор, влияющий на вынос 
шлама на поверхность. 

Наиболее  распространена  скорость  движения  бурового  раствора  в  затрубном 

пространстве,  равная  100—200  фут/мин  (0,5—1,0  м/сек).  Скорость  раствора  в  затрубном 
пространстве  зависит  от  производительности  насоса,  диаметра  ствола  скважины  и 
диаметра  бурильной  колонны.  Расчет  скорости  движения  раствора  в  затрубном 
пространстве производится по следующей формуле: 

A.V.(фут/мин)=

2

2

)

/

(

5

,

24

p

h

D

D

мин

галл



 

или: 

A.V.(фут/мин)= 

)

/

(

_

)

/

(

.

фут

барр

затрубья

объем

мин

барр

насоса

производит

 

 

 

Плотность

-это  вес  единицы  объёма  бурового  раствора,  которая  обусловливает 

поддержание частиц бурового раствора во взвешенном состоянии. Увеличение плотности 
бурового  раствора  увеличивает  его  несущую  способность  за  счёт  увеличения  его 
подъёмной силы и вязкости вследствие возросшего содержания в растворе твёрдой фазы. 

Вязкость

  -  имеет  большое  значение  для  обеспечения  подъёмной  силы  бурового 

раствора.  Вязкость  определяется  концентрацией,  качеством  и  степенью  гидратации 
взвешенных  частиц.  В  промысловых  условиях  она  определяется  как  сопротивление 
движению  раствора,  определяемое  с  помощью  вискозиметра  Марша  или  Фэнна.  Эти 
приборы  позволяют  измерять  эффективность  бурового  раствора  и  наблюдать  за 
изменением вязкости при проведении пробных испытаний. 

 

Охлаждение и смазывание полота и  бурильной колонны. 

При  трении  долота  и  бурильной  колонны  о  породу  образуется  много  тепла.  Это 

тепло не  может охлаждаться  породой,  т.к.  температура  породы,  как  правило,  превышает 
температуру  бурового  раствора.  Поэтому  оно  должно  удаляться  циркулирующим 
раствором.  Тепло,  передающееся  от  точек  трения  или  от  породы  к  буровому  раствору, 
переходит на поверхности в атмосферу. 

В  меньшей  степени  буровой  раствор обеспечивает  смазку  бурильной  колонны.  Для 

повышения  смазывающей  способности  буровых  растворов  применяют  обычные  нефте- 
эмульсцонньие  буровые  растворы  с  добавлением  различных  эмульгирующих  реагентов 
или специальных смазываюших добавок. Это приводит к понижению крутящего момента, 
увеличению срока службы долота, понижению давления на выходе насоса и т.д. 

Увеличение  смазывающей  способности  имеет  место  между  стенкой  скважины  и 

долотом  и  бурильной  колонной,  а  не  в  опорах  долота.  Попадание  бурового  раствора  в 
уплотнения подшипников приведет к быстрому выходу из строя долота. 

С  целью  уменьшения  крутящего  момента  бурильной  колонны  применяют 

специальные добавки. 

 

Образование фильтрационной  корки 

Хороший  буровой  раствор  должен  образовывать  на  стенке  скважины  сложенной 

проницаемыми  породами  тонкую  глинистую  корку  с  низкой  проницаемостью  с  целью 
укрепления  породы  и  предупреждения  поглощения  раствора.  Это  свойство  раствора 
улучшается  введением  бентонита  с  целью  увеличения  коллоидальной  фракции  бурового 

 

 

раствора  и/или  обработкой  бурового  раствора  с  целью  улучшения  дефлокуляции  и 
гранулометрического  состава  бурового  раствора.  Во  многих  случаях  может  возникнуть 
необходимость добавления крахмала или других добавок, понижающих водоотдачу. 

 

Регулирование давления в скважине 

Регулирование  пластового  давления  определяется  плотностью  бурового  раствора. 

Как  правило,  для  уравновешивания  пластового  давления  достаточно веса  воды  плюс  вес 
твёрдой  фазы,  поступившей  из  разбуриваемой  породы.  Однако  при  вскрытии  пород  с 
аномально-высоким  пластовым  давлением  в  буровой  раствор  добавляют  специальные 
утяжеляющие 

реагенты, 

такие, 

как 

барит, 

способствующие 

увеличению 

гидростатического  напора  столба  бурового  раствора.  Плотность  бурового  раствора 
измеряют  специальными  весами  для  бурового  раствора  в  единицах  удельного  веса  -
фунт/галл,  фунт/фут

3

  или  фунт.кв.д./100  футов  глубины.  Величина  гидростатического 

давления столба бурового раствора в любой точке ствола скважины можно рассчитать по 
формуле: 

Н.р.,фунт/кв.д.=(глубина,футы )х (плотность бурового раствора, фунт/галл) х (0.052) 

или 

Н.р.,фунт/кв.д.=(глубина,футы х (плотность бурового раствора, фунт/фут

3

) х (.00695) 

 
Н.р.,фунт/кв.д.=(глубина,футы)х(удельная плотность бурового раствора) х 433 

 
 
 

Поддержание твёрдой фазы во взвешенном состоянии 

и вынос шлама на поверхность. 

Хорошие 

буровые 

растворы 

обладают 

тиксотропными 

свойствами, 

обеспечивающими  поддержание  частиц  выбуренной  породы  во  взвешенном  состоянии 
даже  после  остановки  циркуляции  бурового  раствора.  При  возобновлении  циркуляции 
раствор  снова  приобретает  жидкую  структуру  и  находящиеся  в  нём  частицы  песка  и 
породы  выносятся  на  поверхность.  для  измерения  содержащегося  в  буровом  растворе 
песка применяют специальные трубки и фильтры. Сравнивая содержание песка в образцах 
бурового  раствора,  взятых  из  выкидной  и  приемной  линий,  можно  определить  качество 
очистки  бурового  раствора.  Содержание  песка  в  буровой  растворе  повышается  при 
вскрытии песчаников. Песок чрезвычайно абразивен, поэтому  повторное закачивание его 
в  скважину  может  привести  к  выходу  из  строя  буровых  насосов  и  оборудования.  Ввиду 
этого необходимо проводить регулярные проверки содержания в  буровом растворе песка, 
которое не должно превышать 2% от приёма насоса. 

 

Уменьшение веса колонны бурильных и обсадных 

труб за счёт эффекта плавучести 

С  увеличением  глубины  бурения  возрастает  значение  нагрузки  на  наземное 

оборудование.  Ввиду  того,  что  вес  бурильной  в  обсадной  колонны  уменьшается  на 
величину, равную весу вытесненного бурового раствора, повышение плотности бурового 
раствора  приводит  к  значительному  уменьшению  обшей  нагрузки  на  наземное 
оборудование. 

 

Обеспечение устойчивости стенок скважины и 

максимальной информативности о внутрискважинных условиях. 

Для  обеспечения  максимальной  устойчивости  стенок  скважины  необходимо 

поддерживать  оптимальные  значения  всех  параметров  бурового  раствора.  Однако  в 
некоторых  случаях  при  необходимости  получения  сведений  о  внутрискважинных 
условиях приходится допускать некоторое ухудшение оптимальных параметров бурового 
растворе. Так, несмотря на то, что соль может вызывать флокуляцию бурового раствора и 

 

 

повышать его водоотдачу, её добавляют в буровой раствор для регулирования удельного 
сопротивления  бурового  раствора  с  целью  повышения  качества  интерпретации 
электрических каротажных диаграмм. 

Нефть  и  битумы  могут  улучшать  параметры  бурового  раствора  и  даже  повышать 

производительность  скважины,  однако  в    тех  случаях,  когда  это  затрудняет  работу 
геологов и экологов, их применение в буровых растворах может быть запрещено. 

 

Передача гидравлической мощности долоту. 

Буровой  раствор-это  среда,  через  которую  передается  гидравлическая  мощность  от 

наземного оборудования долоту. 

При  составлении  технологической  карты  применения  буровых  растворов 

необходимо  учитывать  гидравлику.  Это  значит,  что  скорость  циркуляции  бурового 
раствора  должна  быть  такой,  при  которой  можно  использовать  оптимальную 
гидравлическую  мощность,  обеспечивающую  очистку  забоя.  Большое  значение  на 
гидравлику оказывают реологические свойства бурового раствора, пластическая вязкость 
и  предельное  напряжение  сдвига,  поэтому  их  значения  должны  поддерживаться  на 
оптимальном  уровне.  Кроме  того,  необходим  тщательный  контроль  за  твёрдой  фазой 
бурового раствора, её концентрацией и типом. 

 

Предупреждение коррозии 

Бурильная  и  обсадная  колонна,  а  также  другое  металлическое  оборудование, 

применяемое  при  бурении  скважин,  могут  подвергаться  воздействию  коррозии. 
Растворенные  в  буровом  растворе  газы,  такие,  как  кислород,  двуокись  углерода  и 
сероводород могут привести к серьезному коррозионному разрушению оборудования, как 
на поверхности, так и внутри скважины. 

Буровой  раствор  должен  иметь  такие  параметры,  при  которых  исключается 

возникновение  осложнений.  Надлежащая  химическая  и  механическая  обработка  могут 
значительно  продлить  срок  службы  основного  оборудования.  Игнорирование  этих 
вопросов может привести к потере скважины и даже к человеческим жертвам. 

 

Промысловое испытание буровых растворов. 

(Испытание буровых растворов на углеводородной основе приведено в главе 11). 

Для  того,  чтобы  определить,  может  ли  буровой  раствор  выполнять  перечисленные 

ранее  функции,  проводят  промысловые  испытания  растворов.  Частота  проведения  этих 
испытаний  может  быть  различна  в  зависимости  от  конкретных  промысловых  условий. 
Результаты  проведения  испытаний  заносятся  в  разработанные  АНИ  стандартные  формы. 
В них вносятся значения следующих параметров, 

Плотность  бурового  раствора-

в  фунт/галл,  фунт/фут

3

  или  фунт.кв.д./1000  футов 

проходки.  При  критических  значениях  плотности  калибровку  инструментов  следует 
проводить ежедневно. 

Вязкость 

- определяется как правило вискозиметром Марша в секундах на кварту. 

Прочность геля - 

измеряется в фунтах на 100 фунт

2

. 

Водоотдача  - 

измеряется  в  кубических  сантиметрах  фильтрата  по  истечении  30-

минутного периода; толщина глинистой корки измеряется в 32 долях дюйма. 

рН - измеряется лакмусовой бумажкой или рН-метром. 

Содержание песка - 

определяется в объёмных процентах. 

Содержание соли

 - определяется в мг/л хлорида или мг/л хлорида натрия. 

Содержание твердой фазы - 

определяется в объёмных процентах. 

К  числу  других  исследований  для  определения  параметров  буровых  растворов 

относятся:  кажущаяся  вязкость,  пластическая  вязкость,  предельное  напряжение  сдвиге, 
Р

t

, Р

m

 содержание извести,  содержание кальция, температура, удельное сопротивление и 

т.д. 

 

 

АНИ  разработал  стандартные  методы  проведения  этих  исследований,  которые 

подробно описаны в работе «Рекомендуемый порядок проведения типовых промысловых 
исследований буровых растворов», АРI RP 13B. 

 

Пробные исследования. 

При  проведении  промысловых  исследований  буровых  растворов  все  расчеты 

проводят на объём, равный одному баррелю. Один нефтяной баррель содержит 42 галлона 
США.  Обработку  бурового  раствора  проводят  введением  определенного  количестве 
фунтов (или долей фунта) вещества на баррель бурового раствора. 

При  проведении  пробных  и  лабораторных  исследований  такой  объём  очень 

неудобен,  поэтому  вместо  него  используют  «эквивалент  барреля»  гораздо  меньшего 
объёма,  равный  350  мл  раствора.  Такой  эквивалент  барреля  получают  следующим 
образом. 

Объём промыслового барреля составляет 42 галлона США, или 350 фунтов пресной 

воды.  350 граммов воды  занимают объём,  равный  350  мл в  метрической  системе. Таким 
образом, можно допустить, что 350 мл представляют 42 галлона США, т.е. один нефтяной 
баррель.  Если  к  эквиваленту  барреля  добавить  один  грамм  вещества,  то    это  будет 
равноценно добавлению одного фунта вещества к промысловому баррелю. 

 

Раздел 1 

Плотность раствора 

Оборудование 

Плотность  раствора  можно  определять  с  помощью  любого  прибора  с  достаточной 

степенью  прочности  до  1/10  фунт/галл  (1/2  фунт/фут

3

  или  5  фунт.кв.д./1000  футов 

глубины  скважины).  При  проведении  практических  исследований  можно  считать,  что 
плотность  —  это  вес  единицы  объема,  поэтому  определение  плотности  заключается  во 
взвешивании  раствора.  Плотность  бурового  раствора  может  быть  выражена  через 
градиент  гидростатического  давления  в  фунтах  на  квадратный  дюйм  на  1000  футов 
глубины  скважины  по  вертикали  (фунт.кв.д./1000  футов),  как  плотность  в  фунтах  на 
галлон, в фунтах на кубический фут, или как удельный вес (см.табл.1). 

 

Рычажные весы для определения плотности бурового раствора 

Описание. 

 

Рычажные  весы  (рис.1)  состоят  из  основания,  градуированного  балансира,  чаши, 

крышки,  лезвия  ножа,  уровня  с  воздушным  пузырьком,  рейтера  и  противовесов.  Чаша 
постоянного объёма прикреплена к одному концу градуированного балансира, а на другом 
конце 

находится 

противовес. 

Чаша 

с 

рычагом 

перемещается 

в 

плоскости, 

перпендикулярной  горизонтально  расположенному  лезвию  ножа  и  уравновешивается 
перемещением рейтера по градуированному балансиру. 

 

Рис.1. Рычажные весы.