Скидка на подшипники из наличия!
Новое поступление товара в 2026 году!
Промывочные жидкости (буровые растворы) — многокомпонентные дисперсные системы, циркулирующие в скважине в процессе бурения. Буровой раствор выполняет комплекс функций: вынос выбуренной породы (шлама) на поверхность, создание гидростатического противодавления на пласт, охлаждение и смазка породоразрушающего инструмента, укрепление стенок скважины, сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта. Правильный подбор типа и параметров бурового раствора определяет безаварийность проводки скважины, механическую скорость бурения и качество вскрытия пласта.
Основные функции промывочной жидкости при бурении скважин:
Очистка забоя и ствола скважины от шлама с выносом его на поверхность. Создание гидростатического давления на стенки скважины для предупреждения нефтегазоводопроявлений (НГВП) и обеспечения устойчивости ствола. Охлаждение и смазка долота, снижение сил трения бурильной колонны о стенки скважины. Формирование на стенках ствола малопроницаемой фильтрационной корки, предотвращающей проникновение фильтрата в пласт. Передача гидравлической энергии забойному двигателю. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при вскрытии.
Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях регламентируется ГОСТ 33213-2014 (идентичен ISO 10414-1:2008) для растворов на водной основе и ГОСТ 33697-2015 (идентичен ISO 10414-2:2011) для растворов на углеводородной основе. Требования к материалам для приготовления растворов (бентонит, барит) устанавливает API Spec 13A. Гидравлические расчёты промывки выполняются по API RP 13D.
Основной признак классификации буровых растворов — тип дисперсионной среды (непрерывной фазы). Выделяют три основные группы.
Растворы на водной основе составляют более 80% от общего объёма применяемых в мировой практике буровых растворов. РУО и РНО используются при бурении в сложных геологических условиях: неустойчивые глинистые породы, солевые толщи, высокие забойные температуры, горизонтальные скважины.
Наиболее распространённый тип буровых растворов. Дисперсной фазой служит бентонитовая глина (монтмориллонит), обеспечивающая структурообразование, понижение водоотдачи и формирование фильтрационной корки. Качество бентонита определяется выходом раствора — объёмом раствора заданной вязкости, получаемым из 1 тонны глинопорошка. По API Spec 13A выход бентонита должен быть не менее 15,8 м3/т (при условной вязкости 15 сП). Глинистые растворы применяются при бурении в нормальных геологических условиях при глубинах до 3000–4000 м и температурах до 100–120 °С.
Содержат минимальное количество твёрдой фазы (менее 3–5%). Структурообразование и реологические свойства обеспечиваются полимерами: полианионная целлюлоза (ПАЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), крахмал, биополимер ксантановая смола. Характеризуются низким содержанием твёрдой фазы, высокой механической скоростью бурения и минимальным повреждением коллектора. Применяются для вскрытия продуктивных пластов, бурения горизонтальных скважин.
Предназначены для бурения в неустойчивых глинистых породах (аргиллиты, глинистые сланцы). Содержат ингибиторы набухания глин: хлорид калия (KCl, 3–7%), гликоли, силикаты, формиаты. Механизм действия — подавление гидратации и диспергирования глинистых минералов за счёт катионного обмена (K+ замещает Na+ в межслоевом пространстве монтмориллонита). Рабочий диапазон температур — до 150 °С (при использовании формиатов — до 200 °С).
Безглинистые системы на основе ксантановой смолы (XC-полимер) и склероглюкана. Обладают выраженными псевдопластичными свойствами: высокая вязкость при низких скоростях сдвига (эффективный вынос шлама) и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига (минимальные гидравлические потери). Типичные параметры: пластическая вязкость 12–25 мПа·с, динамическое напряжение сдвига 5–150 дПа, водоотдача 2–6 см3/30 мин.
Растворы на основе формиатов калия (НСООК), натрия (НСООNa) и цезия (НСООCs). Обеспечивают плотность до 2300 кг/м3 без использования твёрдых утяжелителей, что исключает седиментацию барита. Термостабильны до 200 °С. Совместимы с большинством полимеров. Применяются при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и при вскрытии продуктивных пластов.
Инвертные эмульсии типа «вода в масле», где дисперсионной средой служит углеводородная жидкость (дизельное топливо, минеральное масло), а дисперсной фазой — раствор хлорида кальция. Соотношение масляной и водной фаз (O/W ratio) обычно составляет 70/30–90/10. Стабилизация эмульсии обеспечивается эмульгаторами (жирные кислоты, амиды) и органофильной глиной (органобентонит).
ИЭР обеспечивают высокую устойчивость ствола в набухающих глинах и солевых толщах, минимальное повреждение коллектора, низкие гидравлические потери, отличные смазывающие свойства (коэффициент трения 0,04–0,10). Контроль параметров выполняется по ГОСТ 33697-2015 (API RP 13B-2).
Развитие технологии ИЭР с заменой нефтяных углеводородов на синтетические базовые жидкости: полиальфаолефины (ПАО), сложные эфиры, линейные алкилбензолы, линейные парафины. По реологическим и фильтрационным свойствам РНО близки к ИЭР, но обладают существенно более низкой токсичностью и высокой биоразлагаемостью. Применяются на шельфовых проектах, где действуют жёсткие экологические требования к сбросу бурового шлама.
При бурении в зонах с аномально низким пластовым давлением (АНПД) и в условиях катастрофических поглощений применяются промывочные агенты с пониженной плотностью: пены, аэрированные жидкости, туман (мист) и сухой газ (воздух, азот, природный газ).
Пены — структурированные дисперсии газа в жидкости, стабилизированные ПАВ. Плотность пен составляет 30–500 кг/м3, регулируется степенью аэрации (соотношением газовой и жидкой фаз). Пены обладают высокой выносной способностью при минимальном давлении на пласт. Применяются при бурении в зонах АНПД, при вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением.
Аэрированные жидкости — буровые растворы (обычно РВО), насыщенные воздухом или азотом до плотности 500–900 кг/м3. Обеспечивают снижение гидростатического давления при сохранении реологических свойств базового раствора.
Свойства бурового раствора характеризуются комплексом взаимосвязанных параметров, каждый из которых выполняет определённую технологическую роль.
Расчёт плотности бурового раствора:
ρбр = Pпл / (g · H) + Δρ
где Pпл — пластовое давление, Па; g = 9,81 м/с2; H — глубина, м; Δρ — репрессия (обычно 5–15% от градиента пластового давления).
Пример: Pпл = 30 МПа, H = 2500 м. ρбр = 30·106 / (9,81 · 2500) + 120 = 1224 + 120 = 1344 кг/м3.
Промысловый контроль параметров бурового раствора выполняется буровой бригадой и инженером по растворам с установленной периодичностью. Методики измерений стандартизированы.
Плотность измеряется рычажными весами (mud balance) с точностью ±0,01 г/см3 (±10 кг/м3). Принцип — уравновешивание мерной чашки с раствором подвижным грузом на рычаге.
Условная вязкость определяется временем истечения 500 см3 раствора через стандартную воронку Марша (диаметр выходного отверстия 4,76 мм, длина трубки 50,8 мм). Время истечения воды — 26±0,5 с. Условная вязкость пресного бурового раствора обычно составляет 25–60 с.
Реологические параметры измеряются на ротационном вискозиметре с коаксиальными цилиндрами (Fann 35, аналоги). Показания снимаются при скоростях вращения 600 и 300 об/мин: PV = θ600 − θ300 (мПа·с); YP = θ300 − PV (фунт/100 фут2). Статическое напряжение сдвига (СНС) определяется при 3 об/мин после 10 с и 10 мин покоя.
Водоотдача API измеряется на фильтр-прессе при перепаде давления 0,7 МПа (100 psi) через стандартный бумажный фильтр площадью 45,8 см2. За показатель фильтрации принимается объём фильтрата за 30 мин. Для высокотемпературных условий используется фильтр-пресс НТНР (до 260 °С).
Выбор типа бурового раствора определяется геологическими условиями бурения: литологическим составом разреза, пластовым давлением, забойной температурой, устойчивостью пород, требованиями к качеству вскрытия продуктивного пласта.
Свойства бурового раствора регулируются введением специализированных химических реагентов. Основные группы реагентов и их назначение:
Структурообразователи: бентонит (монтмориллонитовая глина), органобентонит (для РУО), ксантановая смола (XC-полимер). Обеспечивают вязкость, тиксотропию, несущую способность.
Понизители водоотдачи: КМЦ, ПАЦ (низко- и высоковязкие марки), модифицированный крахмал, лигносульфонаты. Снижают проникновение фильтрата в пласт, формируют тонкую плотную корку.
Разжижители (понизители вязкости): лигносульфонаты (ФХЛС, КССБ), акриловые полимеры, таннины. Снижают пластическую вязкость и СНС при загрязнении раствора выбуренной породой.
Утяжелители: барит (BaSO4, ρ = 4200–4500 кг/м3), карбонат кальция (CaCO3, ρ = 2700 кг/м3), гематит (Fe2O3, ρ = 5000–5300 кг/м3). Барит — основной утяжелитель по API Spec 13A (ρ ≥ 4200 кг/м3, содержание BaSO4 ≥ 92%).
Ингибиторы набухания глин: KCl (3–7%), гликоли (полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль), силикат натрия (жидкое стекло), формиат калия.
Регуляторы щелочности: каустическая сода (NaOH) для повышения pH, сода кальцинированная (Na2CO3) для осаждения ионов Ca2+ и повышения pH, бикарбонат натрия (NaHCO3) для снижения pH и нейтрализации загрязнения цементом.
Смазывающие добавки: графит, стеклянные микросферы, полимерные шарики, специализированные ПАВ-лубриканты. Снижают коэффициент трения до 0,05–0,15 для предотвращения дифференциального прихвата и снижения крутящего момента.
В растворе на водной основе (РВО) дисперсионной средой служит вода, в растворе на углеводородной основе (РУО) — дизельное топливо или минеральное масло. РУО обладают лучшими смазывающими свойствами, более высокой термостойкостью, эффективно ингибируют набухание глин и обеспечивают минимальное повреждение коллектора. Однако РУО существенно дороже, требуют специального оборудования для приготовления и очистки, а также более сложной системы утилизации отработанного раствора и шлама.
Плотность рассчитывается исходя из пластового давления на каждом интервале бурения по формуле: ρ = Pпл/(g·H) + Δρ, где Δρ — запас плотности (репрессия), обеспечивающий превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым. Величина репрессии обычно составляет 5–15% от градиента пластового давления и зависит от глубины скважины, типа пород и требований безопасности.
Условная вязкость — время (в секундах) истечения 500 см3 (одной кварты) бурового раствора из стандартной воронки Марша. Диаметр выходного отверстия воронки — 4,76 мм. Время истечения чистой воды составляет 26±0,5 с. Условная вязкость является экспресс-параметром, характеризующим подвижность раствора. Для более детальной оценки реологии используют ротационный вискозиметр (Fann 35).
Статическое напряжение сдвига (СНС) — минимальное касательное напряжение, при котором начинается разрушение тиксотропной структуры раствора после покоя. СНС за 10 с характеризует начальную прочность структуры, СНС за 10 мин — прочность после длительного покоя. Отношение СНС10 мин/СНС10 с характеризует тиксотропию. Слишком высокое СНС10 мин опасно: при восстановлении циркуляции после длительного простоя сопротивление структуры может вызвать резкий рост давления и гидроразрыв пласта.
Ингибирующий раствор подавляет набухание и диспергирование глинистых пород (аргиллитов, глинистых сланцев) при контакте с фильтратом. Без ингибирования глины впитывают воду, набухают, теряют прочность — это приводит к сужению ствола, обвалам стенок, прихватам бурильной колонны. Основные ингибиторы — KCl (ионы калия замещают натрий в межслоевом пространстве монтмориллонита, снижая его способность к гидратации), гликоли, силикаты, формиаты.
Для минимального повреждения коллектора рекомендуются безглинистые полимерные или биополимерные растворы с низким содержанием твёрдой фазы (< 3–5%), водоотдачей не более 4 см3/30 мин и совместимым с пластовым флюидом фильтратом. Формиатные растворы обеспечивают высокую плотность без барита и минимальное повреждение. При высоких требованиях применяют ИЭР или РНО, фильтрат которых не контактирует с породой-коллектором.
Пены применяются при бурении в зонах аномально низкого пластового давления (АНПД), где обычные жидкие растворы вызывают поглощения. Плотность пены (30–500 кг/м3) значительно ниже плотности воды, что позволяет снизить гидростатическое давление на пласт. Также пены используются для очистки и освоения скважин, бурения в истощённых пластах и при бурении на депрессии.
В международной практике параметры растворов на водной основе контролируются по API RP 13B-1 (5-е издание, 2019), на неводной основе — по API RP 13B-2 (6-е издание, 2023). Российские аналоги — ГОСТ 33213-2014 (идентичен ISO 10414-1:2008) и ГОСТ 33697-2015 (идентичен ISO 10414-2:2011). Требования к буровым материалам (бентонит, барит) — API Spec 13A. Гидравлические расчёты промывки — API RP 13D.
На вискозиметре Фанн 35 (геометрия R1-B1-F1) снимаются показания при 600 и 300 об/мин. Пластическая вязкость: PV = θ600 − θ300 (мПа·с). Динамическое напряжение сдвига: YP = θ300 − PV (фунт/100 фут2). Для пересчёта в единицы СИ: 1 фунт/100 фут2 = 4,79 дПа. Пример: θ600 = 45, θ300 = 31. Тогда PV = 45 − 31 = 14 мПа·с; YP = 31 − 14 = 17 фунт/100 фут2 = 81,4 дПа.
Барит (BaSO4) — основной утяжелитель бурового раствора. Его плотность составляет 4200–4500 кг/м3, что позволяет увеличивать плотность раствора для создания необходимого гидростатического противодавления на пласт. По API Spec 13A содержание BaSO4 в товарном барите должно быть не менее 92%, плотность — не менее 4200 кг/м3. Барит химически инертен и нерастворим, что обеспечивает стабильность утяжелённого раствора. Для предотвращения седиментации барита необходимо поддерживать достаточное СНС.
Отказ от ответственности. Настоящая статья носит исключительно ознакомительный и справочный характер. Автор не несёт ответственности за возможные ошибки и неточности, а также за последствия применения изложенной информации при проектировании, приготовлении и использовании буровых растворов. При выполнении буровых работ следует руководствоваться действующими редакциями нормативных документов, проектной документацией и рекомендациями квалифицированных специалистов.
1. ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-1:2008) «Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе».
2. ГОСТ 33697-2015 (ISO 10414-2:2011) «Растворы буровые на углеводородной основе. Контроль параметров в промысловых условиях».
3. API Spec 13A «Specification for Drilling Fluids Materials».
4. API RP 13B-1 (5th ed., 2019) «Recommended Practice for Field Testing Water-based Drilling Fluids».
5. API RP 13B-2 (6th ed., 2023) «Recommended Practice for Field Testing Nonaqueous-based Drilling Fluids».
6. API RP 13D «Recommended Practice on the Rheology and Hydraulics of Oil-well Drilling Fluids».
7. Булатов А. И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. — М.: Недра.
8. Рязанов Я. А. Справочник по буровым растворам. — М.: Недра.
9. Caenn R., Darley H. C. H., Gray G. R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. — Gulf Professional Publishing.
10. РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов».
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.