Буровые растворы: функции и свойства

Қысқаша негізгісі

Раствор должен выносить шлам и удерживать его при остановке циркуляции, удерживать пласты и стенки скважины давлением, охлаждать и смазывать долото, передавать ему мощность — и при этом не вредить продуктивному пласту и окружающей среде и не стоить слишком дорого.
Плотность задаёт давление на пласты: $p = 0{,}00981\,\rho h$ (МПа, г/см³, м) или $p = 0{,}052\,\rho h$ (psi, ppg, ft). Её повышают утяжелителем — чаще всего баритом плотностью около 4,2 г/см³.
Раствор разжижается при быстром течении и загустевает в покое, образуя гель. Его течение характеризуют пластической вязкостью, динамическим напряжением сдвига (ДНС) и статическим напряжением сдвига (СНС).
Против проницаемых пород раствор отдаёт жидкость в пласт и строит на стенке корку; хорошая корка тонкая и малопроницаемая.
Растворы на водной основе дешевле и безопаснее для окружающей среды, но вода гидратирует глины. Растворы на углеводородной основе стабилизируют ствол и смазывают колонну, но дороже, требуют особой утилизации шлама и затрудняют обнаружение газовых проявлений.

Негізгі қатынастар

p = 0{,}00981\,\rho\,h

давление столба раствора: МПа, г/см³, м по вертикали

p = 0{,}052\,\rho\,h

то же в промысловых единицах: psi, ppg, ft

\dfrac{V_{\text{ут}}}{V_1} = \dfrac{\rho_2 - \rho_1}{\rho_{\text{ут}} - \rho_2}

объём утяжелителя на единицу объёма исходного раствора

\eta_p = \theta_{600} - \theta_{300},\quad \tau_0 = \theta_{300} - \eta_p

пластическая вязкость (мПа·с) и ДНС (lb/100 ft²) по показаниям вискозиметра

Жиі қателіктер

Перепутать единицы плотности: 1 г/см³ = 1000 кг/м³ = 8,345 ppg; градиент столба плотностью 1 г/см³ — 9,81 кПа/м (0,433 psi/ft).
Судить о реологии раствора по условной вязкости — времени истечения из воронки: это лишь индикатор изменений.
Утяжелять раствор, не проверив запас до давления разрыва пород с учётом эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП).
Считать стандартный показатель фильтрации прогнозом того, сколько фильтрата уйдёт в пласт.

Сабақтан кейін сіз

перечислить функции бурового раствора и назвать свойства, от которых зависит каждая из них;
рассчитать давление столба раствора в метрических и промысловых единицах и переводить плотность между г/см³, кг/м³, ppg и градиентом давления;
рассчитать количество утяжелителя для повышения плотности и объяснить, почему основной утяжелитель — барит;
описать реологические свойства раствора, фильтрацию и корку, содержание твёрдой фазы и химические показатели и назвать приборы, которыми их измеряют;
сравнить растворы на водной, углеводородной и синтетической основе и газообразные агенты и обосновать выбор раствора для интервала.

Зачем нужен буровой раствор

Раствор готовят на поверхности в ёмкостях. Буровые насосы подают его через стояк и бурильную колонну к долоту, из насадок долота он бьёт в забой, поднимается по затрубью, проходит очистное оборудование и возвращается в ёмкости (Как бурят скважину: процесс и персонал). За один цикл циркуляции он выполняет сразу несколько задач.

СызбаЧто делает раствор у забоя: несёт шлам вверх по затрубью, струями из насадок очищает забой и охлаждает долото, давлением столба поддерживает стенки и удерживает пласты, против проницаемого песчаника строит корку, а фильтрат уходит в пласт. Схема не в масштабе.

Функции раствора и свойства, которые за них отвечают

Функция: Вынос шлама из скважины
Главные свойства: скорость потока в затрубье, реология (ДНС, вязкость), плотность
Если свойство не в норме: шлам накапливается, растут момент и затяжки, возможен прихват колонны

Функция: Удержание шлама и утяжелителя при остановке циркуляции
Главные свойства: статическое напряжение сдвига (прочность геля)
Если свойство не в норме: шлам и утяжелитель оседают на забой; в наклонных стволах образуются шламовые подушки

Функция: Удержание пластов
Главные свойства: плотность
Если свойство не в норме: при малой плотности — проявление, при избыточной — поглощение и разрыв пород

Функция: Устойчивость стенок скважины
Главные свойства: плотность, ингибирующие свойства фильтрата, фильтрация
Если свойство не в норме: осыпи и обвалы глин, каверны, растворение солей

Функция: Охлаждение и смазка долота и колонны
Главные свойства: расход, смазывающая способность, тип основы
Если свойство не в норме: перегрев и износ долота, высокий крутящий момент и сопротивление движению колонны

Функция: Передача гидравлической мощности долоту и забойному двигателю
Главные свойства: расход, плотность, вязкость
Если свойство не в норме: плохая очистка забоя, низкая механическая скорость

Функция: Изоляция проницаемых пород коркой
Главные свойства: показатель фильтрации, состав и размер твёрдых частиц
Если свойство не в норме: толстая корка, дифференциальный прихват, глубокое проникновение фильтрата, повреждение пласта

Функция	Главные свойства	Если свойство не в норме
Вынос шлама из скважины	скорость потока в затрубье, реология (ДНС, вязкость), плотность	шлам накапливается, растут момент и затяжки, возможен прихват колонны
Удержание шлама и утяжелителя при остановке циркуляции	статическое напряжение сдвига (прочность геля)	шлам и утяжелитель оседают на забой; в наклонных стволах образуются шламовые подушки
Удержание пластов	плотность	при малой плотности — проявление, при избыточной — поглощение и разрыв пород
Устойчивость стенок скважины	плотность, ингибирующие свойства фильтрата, фильтрация	осыпи и обвалы глин, каверны, растворение солей
Охлаждение и смазка долота и колонны	расход, смазывающая способность, тип основы	перегрев и износ долота, высокий крутящий момент и сопротивление движению колонны
Передача гидравлической мощности долоту и забойному двигателю	расход, плотность, вязкость	плохая очистка забоя, низкая механическая скорость
Изоляция проницаемых пород коркой	показатель фильтрации, состав и размер твёрдых частиц	толстая корка, дифференциальный прихват, глубокое проникновение фильтрата, повреждение пласта

Есть и менее заметные функции:

раствор поддерживает часть веса колонны: стальные трубы в растворе легче, чем в воздухе, на долю $\rho_m/\rho_s$ , где $\rho_m$ и $\rho_s$ — плотности раствора и стали; при 1,20 г/см³ и 7,85 г/см³ — примерно на 15 %;
через столб раствора импульсами давления передаются на поверхность данные телеметрии — траектория ствола и каротаж во время бурения (Измерения в процессе бурения);
от раствора зависит, какие каротажные приборы можно применять: приборам, пропускающим ток через раствор, нужен электропроводный раствор (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка);
раствор защищает трубы и оборудование от коррозии.

Кроме того, раствор оценивают по тому, что не относится к бурению как таковому: сколько он стоит, не снизят ли его фильтрат и твёрдые частицы проницаемость продуктивного пласта (Повреждение пласта и скин повреждения) и насколько он безопасен для окружающей среды — токсичность, утилизация отработанного раствора и шлама.

Требования противоречат друг другу

Более вязкий раствор лучше выносит шлам, но повышает потери давления при циркуляции и эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП), колебания давления при спуске и подъёме труб и хуже очищается на виброситах. Более тяжёлый раствор надёжнее удерживает пласты, но приближает давление в скважине к давлению разрыва и замедляет проходку. Поэтому свойства раствора задают не по принципу «чем больше, тем лучше», а пределами — окном допустимых значений для каждого интервала.

Плотность: давление на пласты

Плотность — главное свойство раствора с точки зрения безопасности: давление столба раствора на глубине зависит только от его плотности и вертикальной высоты столба. Откуда берутся постоянные расчёта и как выбирают плотность по поровому давлению с запасом, подробно разобрано в уроке Поровое и горное давление. Здесь важно уверенно переходить между единицами, в которых плотность раствора встречается в программах бурения и отчётах.

Давление столба бурового раствора

p = 0{,}00981\,\rho\,h

мұндағы:

$p$ избыточное давление столба раствора на глубине $h$ , МПа
$\rho$ плотность раствора, г/см³
$h$ глубина по вертикали от верха столба, обычно от стола ротора, м

Бірліктер: метрические единицы: МПа, г/см³, м

Мына жағдайда орындалады

раствор неподвижен; при циркуляции давление на забое больше на потери давления в затрубье (ЭЦП);
плотность одинакова по всему столбу, и столб доходит до устья;
$h$ — глубина по вертикали, а не длина по стволу.

Каждые 0,01 г/см³ плотности на глубине 3000 м дают около 0,3 МПа давления: небольшое на вид изменение плотности заметно меняет давление на забое.

Басқа бірліктер жүйелерінде (2)

Промысловые единицы (oilfield)

p\,[\text{psi}] = 0{,}052\,\rho\,[\text{ppg}]\;h\,[\text{ft}]

$\rho$ — фунты на американский галлон (ppg), $h$ — футы.

$0{,}052$ — округлённое $12/231 = 0{,}05195$ (вывод — в уроке о поровом и горном давлении); округление завышает давление на 0,1 %.

СИ

p = \rho\,g\,h

$\rho$ — кг/м³, $g = 9{,}80665$ м/с², $h$ — м, $p$ — Па.

Отсюда метрическая постоянная: $1000\cdot 9{,}80665\cdot 10^{-6} = 0{,}00981$ МПа на метр столба плотностью 1 г/см³.

Единицы плотности бурового раствора

Единица: кг/м³
Значение для 1 г/см³: 1000
Где встречается: СИ, проектная документация

Единица: г/см³ (относительная плотность, SG)
Значение для 1 г/см³: 1
Где встречается: казахстанская и российская практика; SG — в англоязычной

Единица: ppg — фунт на американский галлон
Значение для 1 г/см³: 8,345
Где встречается: англоязычные программы бурения и отчёты

Единица: lb/ft³ (pcf)
Значение для 1 г/см³: 62,43
Где встречается: реже, в англоязычной практике

Единица: градиент, кПа/м
Значение для 1 г/см³: 9,807
Где встречается: сравнение с градиентами порового давления и давления разрыва

Единица: градиент, psi/ft
Значение для 1 г/см³: 0,4335
Где встречается: то же в промысловых единицах

Единица	Значение для 1 г/см³	Где встречается
кг/м³	1000	СИ, проектная документация
г/см³ (относительная плотность, SG)	1	казахстанская и российская практика; SG — в англоязычной
ppg — фунт на американский галлон	8,345	англоязычные программы бурения и отчёты
lb/ft³ (pcf)	62,43	реже, в англоязычной практике
градиент, кПа/м	9,807	сравнение с градиентами порового давления и давления разрыва
градиент, psi/ft	0,4335	то же в промысловых единицах

Градиент — давление столба на метр (фут) глубины: $0{,}00981\,\rho$ МПа/м при плотности в г/см³ или $0{,}052\,\rho$ psi/ft при плотности в ppg. В старой документации плотность раствора называют «удельным весом» и указывают в гс/см³ — численно то же, что г/см³.

На буровой плотность измеряют рычажными весами (mud balance): чашку известного объёма заполняют раствором и уравновешивают грузом на рычаге. Пузырьки газа в пробе занижают результат, поэтому для газированного раствора применяют весы с герметичной чашкой под давлением. Плотность раствора на входе в скважину и на выходе из неё сравнивают постоянно (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления).

Есептеу мысалыПрограмма в ppg, расчёт в МПа

Бастапқы деректер (шартты)

Плотность раствора по англоязычной программе: 10,8 ppg
Глубина песчаника по вертикали: 3150 м
Поровое давление песчаника: 37,8 МПа

Шешім

Плотность в метрических единицах: $\rho = 10{,}8/8{,}345 = 1{,}294$ г/см³, или 1294 кг/м³.
Давление столба: $p = 0{,}00981\cdot 1{,}294\cdot 3150 = 39{,}99$ МПа.
Проверка в промысловых единицах: $h = 3150/0{,}3048 = 10\,335$ ft; $p = 0{,}052\cdot 10{,}8\cdot 10\,335 = 5804$ psi, или $5804/145{,}04 = 40{,}02$ МПа. Расхождение меньше 0,1 % — от округления постоянных.
Репрессия на песчаник: $39{,}99 - 37{,}8 = 2{,}19$ МПа. Эквивалентная плотность порового давления: $37{,}8/(0{,}00981\cdot 3150) = 1{,}223$ г/см³ (10,21 ppg).
Градиент давления раствора: $9{,}81\cdot 1{,}294 = 12{,}7$ кПа/м, или $0{,}052\cdot 10{,}8 = 0{,}5616$ psi/ft.

Жауап: Раствор 10,8 ppg — это 1,294 г/см³; на глубине 3150 м он создаёт около 39,99 МПа (5804 psi), репрессия на песчаник — 2,19 МПа.

Бұл нені білдіреді. Одно и то же давление, посчитанное в разных системах единиц, должно совпасть с точностью до округления постоянных — это простая проверка перевода. Плотность раствора (1,294 г/см³) превышает эквивалентную плотность порового давления (1,223 г/см³) всего на 0,071 г/см³, а на такой глубине это больше 2 МПа репрессии. Данные примера условные.

Как повышают плотность. Плотность воды — 1,0 г/см³, насыщенного рассола поваренной соли — около 1,2 г/см³. Чтобы получить раствор тяжелее, в него добавляют тонкомолотый тяжёлый минерал — утяжелитель (weighting material). Частицы утяжелителя не растворяются и держатся во взвеси благодаря структуре раствора. Чем плотнее утяжелитель, тем меньше его нужно по объёму, а каждая лишняя доля твёрдой фазы загущает раствор, утолщает корку и ускоряет износ оборудования.

Утяжелители и тяжёлые рассолы

Материал: Барит, $\mathrm{BaSO_4}$
Плотность, г/см³: около 4,2 (чистый минерал до 4,5)
Особенности: основной утяжелитель: тяжёлый, химически инертный, сравнительно мягкий и мало изнашивает оборудование

Материал: Гематит, $\mathrm{Fe_2O_3}$
Плотность, г/см³: около 5
Особенности: для очень тяжёлых растворов; сильнее изнашивает оборудование

Материал: Карбонат кальция (молотый мрамор, мел), $\mathrm{CaCO_3}$
Плотность, г/см³: 2,7
Особенности: растворяется в кислоте, поэтому корку потом можно удалить — его применяют при вскрытии продуктивных пластов; даёт лишь умеренную плотность

Материал: Рассолы: $\mathrm{NaCl}$ ; $\mathrm{CaCl_2}$ ; бромиды кальция и цинка
Плотность, г/см³: до ~1,2; до ~1,4; до ~2,3
Особенности: растворы без твёрдой фазы для вскрытия пласта и заканчивания; дороги, особенно бромиды

Материал	Плотность, г/см³	Особенности
Барит, $\mathrm{BaSO_4}$	около 4,2 (чистый минерал до 4,5)	основной утяжелитель: тяжёлый, химически инертный, сравнительно мягкий и мало изнашивает оборудование
Гематит, $\mathrm{Fe_2O_3}$	около 5	для очень тяжёлых растворов; сильнее изнашивает оборудование
Карбонат кальция (молотый мрамор, мел), $\mathrm{CaCO_3}$	2,7	растворяется в кислоте, поэтому корку потом можно удалить — его применяют при вскрытии продуктивных пластов; даёт лишь умеренную плотность
Рассолы: $\mathrm{NaCl}$ ; $\mathrm{CaCl_2}$ ; бромиды кальция и цинка	до ~1,2; до ~1,4; до ~2,3	растворы без твёрдой фазы для вскрытия пласта и заканчивания; дороги, особенно бромиды

Выбуренная порода (песок, глина, известняк) тоже утяжеляет раствор — её плотность около 2,6 г/см³, — но это нежелательная твёрдая фаза: её удаляют очистным оборудованием.

Сколько утяжелителя нужно для повышения плотности

V_{\text{ут}} = V_1\,\frac{\rho_2 - \rho_1}{\rho_{\text{ут}} - \rho_2}, \qquad m_{\text{ут}} = \rho_{\text{ут}}\,V_{\text{ут}}

мұндағы:

$V_1$ объём исходного раствора, м³
$\rho_1,\ \rho_2$ плотность исходного и требуемого раствора, г/см³ (= т/м³)
$\rho_{\text{ут}}$ плотность утяжелителя, г/см³
$V_{\text{ут}}$ объём добавляемого утяжелителя, м³
$m_{\text{ут}}$ масса утяжелителя, т

Бірліктер: любые согласованные: плотности в г/см³ (т/м³), объёмы в м³, масса в тоннах

Мына жағдайда орындалады

объёмы смешиваемых веществ складываются: $\rho_2 (V_1 + V_{\text{ут}}) = \rho_1 V_1 + \rho_{\text{ут}} V_{\text{ут}}$ — отсюда и формула;
утяжелитель сухой и не растворяется; на практике вместе с ним часто добавляют немного воды для смачивания частиц, и утяжелителя тогда нужно чуть больше;
раствор не теряется и не разбавляется во время утяжеления.

Знаменатель $\rho_{\text{ут}} - \rho_2$ объясняет, почему нужен тяжёлый утяжелитель: чем ближе требуемая плотность к плотности утяжелителя, тем быстрее растёт нужный объём. После утяжеления раствора становится $V_1 + V_{\text{ут}}$ — ёмкости должны вместить прирост. Та же формула с водой вместо утяжелителя решает обратную задачу — снижение плотности разбавлением.

Басқа бірліктер жүйелерінде (1)

Промысловые единицы (барит)

m\,[\text{lb/bbl}] = \frac{1470\,(W_2 - W_1)}{35 - W_2}

$W_1$ , $W_2$ — плотности исходного и требуемого раствора в ppg; $m$ — фунты барита на баррель исходного раствора.

35 ppg — плотность барита (около 4,2 г/см³); $1470 = 35\cdot 42$ , потому что в баррели 42 галлона. 1 lb/bbl ≈ 2,853 кг/м³.

ЕсептеуДоля утяжелителя в объёме готового раствора в зависимости от требуемой плотности, если утяжелять исходный раствор плотностью 1,05 г/см³; расчёт по формуле утяжеления. Чем легче утяжелитель, тем больше твёрдой фазы приходится вводить.

Есептеу мысалыУтяжеление: барит или карбонат кальция

Бастапқы деректер (шартты)

Объём раствора в циркуляции $V_1$: 120 м³
Плотность сейчас и требуемая: 1,10 и 1,30 г/см³
Плотность барита и карбоната кальция: 4,2 и 2,7 г/см³

Шешім

Барит на 1 м³ исходного раствора: $V_{\text{ут}} = \dfrac{1{,}30 - 1{,}10}{4{,}2 - 1{,}30} = 0{,}0690$ м³, масса $4{,}2\cdot 0{,}0690 = 0{,}290$ т. На весь объём — 34,8 т барита, раствора станет 128,3 м³.
Карбонат кальция: $V_{\text{ут}} = \dfrac{0{,}20}{2{,}7 - 1{,}30} = 0{,}1429$ м³ на 1 м³, масса 0,386 т; на весь объём — 46,3 т, раствора станет 137,1 м³.
Доля утяжелителя в объёме готового раствора $V_{\text{ут}}/(V_1 + V_{\text{ут}})$ : 6,5 % для барита и 12,5 % для карбоната.
Проверка по промысловой формуле: $W_1 = 1{,}10\cdot 8{,}345 = 9{,}18$ ppg, $W_2 = 1{,}30\cdot 8{,}345 = 10{,}85$ ppg; барита $1470\cdot(10{,}85 - 9{,}18)/(35 - 10{,}85) = 102$ lb/bbl, то есть 290 кг/м³ — то же, что в первом шаге.

Жауап: Нужно около 34,8 т барита или 46,3 т карбоната кальция; объём раствора вырастет до 128,3 м³ с баритом и до 137,1 м³ с карбонатом.

Бұл нені білдіреді. Карбоната нужно на треть больше по массе и вдвое больше по объёму, и в готовом растворе его доля по объёму тоже почти вдвое выше — раствор будет гуще, корка толще. При ещё большей плотности разница быстро растёт (см. график), поэтому карбонатом кальция утяжеляют лишь до умеренной плотности и там, где важна его растворимость в кислоте. Ёмкости должны вместить прирост объёма: 8,3 м³ при утяжелении баритом. Данные примера условные.

Утяжеление не бесплатно для ствола

Каждое повышение плотности приближает давление в скважине к давлению разрыва под башмаком колонны, а при циркуляции к гидростатике добавляются потери на трение. Перед утяжелением проверяют окно между поровым давлением и давлением разрыва (Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение). Верно и обратное: раствор может незаметно стать легче — если очистное оборудование вместе со шламом удаляет барит или раствор разбавляют водой больше нужного, — поэтому плотность контролируют постоянно.

Реология: как раствор течёт и держит шлам

Вязкость — сопротивление жидкости течению. У воды и масла она не зависит от скорости течения: такие жидкости называют ньютоновскими. Буровые растворы ведут себя иначе. Частицы глины и молекулы полимеров образуют в них рыхлую структуру: в покое она упрочняется, и раствор превращается в слабый гель, а при течении разрушается, и чем быстрее течение, тем раствор «жиже». Это полезное сочетание: в трубах и насадках долота, где скорость велика, раствор течёт легко, в затрубье он гуще и лучше несёт шлам, а при остановке насосов гель удерживает шлам и утяжелитель во взвеси.

Течение раствора измеряют ротационным вискозиметром: раствор заполняет зазор между вращающейся гильзой и цилиндром, подвешенным на пружине. Угол закручивания пружины — показание прибора $\theta$ в градусах шкалы — пропорционален напряжению сдвига в растворе, а частота вращения гильзы — скорости сдвига. Стандартные частоты: 600, 300, 200, 100, 6 и 3 об/мин. Показания чаще всего обрабатывают по модели Бингама (Bingham plastic): чтобы раствор потёк, нужно превысить некоторое начальное напряжение, а дальше напряжение растёт со скоростью сдвига линейно.

Пластическая вязкость и ДНС по показаниям вискозиметра

\eta_p = \theta_{600} - \theta_{300}, \qquad \tau_0 = \theta_{300} - \eta_p

мұндағы:

$\eta_p$ пластическая вязкость, ПВ (plastic viscosity, PV) — наклон прямой Бингама, мПа·с (сП)
$\tau_0$ динамическое напряжение сдвига, ДНС (yield point, YP) — отрезок прямой Бингама на оси напряжений; 1 lb/100 ft² ≈ 0,479 Па ≈ 4,8 дПа (в отечественных отчётах ДНС и СНС часто указывают в дПа). Промысловое значение θ₃₀₀ − ПВ по традиции записывают в lb/100 ft², хотя одно деление шкалы вискозиметра соответствует ≈ 1,067 lb/100 ft² (0,511 Па), поэтому пересчёт прямо из делений даёт в паскалях примерно на 7 % больше — подробнее в Реология буровых растворов и режимы течения, lb/100 ft²
$\theta_{600},\ \theta_{300}$ показания вискозиметра при 600 и 300 об/мин, градусы шкалы

Бірліктер: промысловые: $\eta_p$ в мПа·с, $\tau_0$ в lb/100 ft²; формулы верны для стандартной геометрии прибора

Мына жағдайда орындалады

течение описано моделью Бингама по двум наибольшим частотам вращения; при малых скоростях сдвига реальные растворы обычно отклоняются от этой прямой;
измерение выполнено при оговорённой температуре, для растворов на водной основе обычно около 50 °C (120 °F): вязкость сильно зависит от температуры;
формулы — принятая в промысловой практике условность: они опускают небольшие постоянные прибора, поэтому сравнивают значения, полученные одним и тем же способом.

ПВ отражает трение частиц и жидкости друг о друга и растёт прежде всего с количеством твёрдой фазы и вязкостью основы. ДНС отражает силы притяжения между частицами и растёт, когда глины флокулируют — например, при загрязнении раствора цементом, солью или ангидритом. Кажущаяся вязкость $\theta_{600}/2$ (мПа·с) — вязкость ньютоновской жидкости, которая дала бы при 600 об/мин то же показание.

Статическое напряжение сдвига (СНС, gel strength) показывает прочность геля: раствор оставляют в покое на 10 с и на 10 мин и каждый раз отмечают наибольшее показание при медленном вращении, 3 об/мин. Записывают два числа, например 4 / 9 lb/100 ft². Гель нужен, чтобы удерживать шлам, но слишком прочный гель требует большого давления, чтобы восстановить циркуляцию, и усиливает колебания давления при спуске и подъёме труб (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления).

Для быстрой проверки на буровой измеряют условную вязкость — время истечения раствора из воронки стандартных размеров. Для воронки Марша (Marsh funnel) это время, за которое вытекает 946 см³ (кварта); у пресной воды оно около 26 с. Условная вязкость удобна, чтобы заметить резкие изменения, но это не физическая величина: при истечении скорость сдвига всё время меняется. В отечественной практике применяли и воронки другого стандарта, поэтому секунды по разным воронкам несопоставимы.

Есептеу мысалыЧто говорят показания вискозиметра

Бастапқы деректер (шартты)

Показания при 600 и 300 об/мин: $\theta_{600} = 58$ , $\theta_{300} = 36$
СНС через 10 с и 10 мин: 5 и 12 lb/100 ft²

Шешім

Пластическая вязкость: $\eta_p = 58 - 36 = 22$ мПа·с.
ДНС: $\tau_0 = 36 - 22 = 14$ lb/100 ft², то есть $14\cdot 0{,}479 \approx 6{,}7$ Па.
Кажущаяся вязкость: $58/2 = 29$ мПа·с; отношение ДНС к ПВ — 0,64.

Жауап: ПВ — 22 мПа·с, ДНС — 14 lb/100 ft² (6,7 Па), СНС — 5 / 12 lb/100 ft².

Бұл нені білдіреді. Сами по себе числа мало что значат: их сравнивают с пределами, заданными программой для этого интервала и плотности, и с предыдущими замерами. Если ПВ растёт при неизменной плотности, в растворе копится мелкая выбуренная порода — нужны более тщательная очистка или разбавление. Если растут ДНС и гель, а СНС за 10 мин всё сильнее обгоняет СНС за 10 с, частицы флокулируют — например, после разбуривания цемента или соли; тогда раствор обрабатывают химически. Данные примера условные.

Фильтрация и корка

Против проницаемого пласта давление раствора выше порового, и жидкость из раствора уходит в породу. Твёрдые частицы — глина, утяжелитель, мелкая выбуренная порода — задерживаются на стенке и образуют фильтрационную (глинистую) корку, а в пласт проходит фильтрат. Корка на порядки менее проницаема, чем порода, поэтому, как только она сформировалась, фильтрация резко замедляется: объём фильтрата растёт примерно пропорционально корню из времени (вывод — в уроке Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка).

Фильтрацию нужно отличать от поглощения (lost circulation). При поглощении раствор целиком, вместе с твёрдой фазой, уходит в трещины, каверны или очень проницаемые породы, и из скважины возвращается меньше раствора, чем закачивается. Фильтрация — медленная и неизбежная потеря жидкой фазы, поглощение — осложнение, которое требует мер.

Фильтрационные свойства измеряют на фильтр-прессе: раствор под давлением продавливают через фильтровальную бумагу и измеряют объём фильтрата за 30 мин и толщину корки. В стандартном опыте давление около 0,7 МПа (100 psi) при комнатной температуре; для глубоких горячих скважин опыт повторяют при высоких давлении и температуре — перепаде 3,5 МПа (500 psi) и нагреве до 150 °C и выше. Результат называют показателем фильтрации, или водоотдачей (fluid loss), и записывают в см³ за 30 мин; толщину корки — в миллиметрах.

Стандартный опыт статический: раствор не движется вдоль корки. В скважине циркуляция подмывает корку, а температура и перепад давления другие, поэтому показатель фильтрации — сравнительная характеристика раствора, а не прогноз объёма фильтрата в пласте. Хорошая корка — тонкая, плотная и малопроницаемая:

толстая корка сужает ствол и увеличивает затяжки и свабирование;
к толстой корке колонну прижимает перепад давления между скважиной и пластом, и возникает дифференциальный прихват (differential sticking) — трубы «присасывает» к стенке против проницаемого пласта;
чем больше фильтрата и мелких частиц уходит в пласт, тем сильнее может снизиться проницаемость призабойной зоны (Повреждение пласта и скин повреждения) и тем глубже зона проникновения, которую видит каротаж;
рыхлая толстая корка мешает качественному цементированию колонны.

Показатель фильтрации снижают, добавляя в раствор тонкодисперсную глину (бентонит), полимеры — крахмал, карбоксиметилцеллюлозу, полианионную целлюлозу — и частицы подобранного размера, которые закупоривают устья пор; в растворах на углеводородной основе — эмульгаторы и специальные понизители фильтрации.

Твёрдая фаза и химия раствора

Твёрдые частицы в растворе делят на активные — глины, которые взаимодействуют с водой и реагентами, набухают и создают структуру, — и инертные: утяжелитель, песок, карбонаты, большая часть выбуренной породы. Полезны не все: бентонит и утяжелитель вводят намеренно, а мелкая выбуренная порода только загущает раствор, утолщает корку, изнашивает насосы и снижает скорость проходки. Удалить её полностью экономически невозможно, поэтому шлам отделяют на виброситах, гидроциклонах и центрифугах (Очистка бурового раствора от твёрдой фазы), а остаток разбавляют свежим раствором.

Содержание твёрдой фазы и жидкостей определяют выпариванием пробы в реторте — получают объёмы воды, масла и твёрдого остатка; содержание песка — отмывкой пробы на сите с ячейкой 74 мкм; содержание активной глины — по поглощению красителя метиленового синего.

Химические показатели раствора

Показатель: pH и щёлочность
Что показывает: большинство растворов на водной основе поддерживают слабощелочными (pH обычно около 8,5–10,5): так лучше работают реагенты и меньше коррозия

Показатель: Хлориды
Что показывает: рост — признак разбуривания соли или притока пластовой воды; в солёных растворах — контроль концентрации

Показатель: Жёсткость (кальций, магний)
Что показывает: загрязнение цементом, гипсом, ангидритом; кальций ослабляет действие многих реагентов

Показатель: Электростабильность (растворы на углеводородной основе)
Что показывает: устойчивость эмульсии: напряжение, при котором через пробу начинает проходить ток

Показатель: Соотношение углеводородной основы и воды, минерализация водной фазы (там же)
Что показывает: состав эмульсии и её способность не отдавать воду глинам

Показатель	Что показывает
pH и щёлочность	большинство растворов на водной основе поддерживают слабощелочными (pH обычно около 8,5–10,5): так лучше работают реагенты и меньше коррозия
Хлориды	рост — признак разбуривания соли или притока пластовой воды; в солёных растворах — контроль концентрации
Жёсткость (кальций, магний)	загрязнение цементом, гипсом, ангидритом; кальций ослабляет действие многих реагентов
Электростабильность (растворы на углеводородной основе)	устойчивость эмульсии: напряжение, при котором через пробу начинает проходить ток
Соотношение углеводородной основы и воды, минерализация водной фазы (там же)	состав эмульсии и её способность не отдавать воду глинам

Приборы, порядок измерений и расчёты разобраны в уроке Промысловые испытания бурового раствора.

Типы буровых растворов

Растворы различают прежде всего по дисперсионной (сплошной) среде — жидкости, которая образует непрерывную фазу и соприкасается со стенками скважины: воде, углеводородной жидкости или газу.

Основные типы буровых растворов

Тип: На водной основе (WBM)
Основа и состав: пресная или морская вода, бентонит, полимеры, реагенты, утяжелитель
Где применяют: большинство скважин и интервалов
Ограничения: вода гидратирует глины и растворяет соль; многие полимеры теряют свойства при высокой температуре

Тип: Ингибирующие водные
Основа и состав: вода с хлоридом калия, полимерами, гликолями, силикатами и другими ингибиторами
Где применяют: активные глины, когда растворы на углеводородной основе нежелательны
Ограничения: дороже обычных водных; ингибирование неполное

Тип: Соленасыщенные
Основа и состав: насыщенный рассол $\mathrm{NaCl}$ с полимерами
Где применяют: бурение каменной соли
Ограничения: бентонит в рассоле не набухает — нужны солестойкие полимеры и глины; рассол усиливает коррозию

Тип: На углеводородной основе (РУО, OBM)
Основа и состав: дизельное топливо или минеральное масло с каплями рассола хлорида кальция (инвертная эмульсия), органофильная глина, известь, эмульгаторы, утяжелитель
Где применяют: неустойчивые глины, соли, высокие температуры, наклонные и горизонтальные скважины
Ограничения: стоимость; сбор и утилизация шлама; газ растворяется в основе, что затрудняет обнаружение проявлений; нужен особый каротаж

Тип: На синтетической основе (SBM)
Основа и состав: синтетические углеводороды или эфиры вместо нефтяной основы
Где применяют: те же задачи, что для РУО, там, где строже требования к токсичности и сбросу
Ограничения: самые дорогие

Тип: Газообразные агенты
Основа и состав: воздух, туман, пена, аэрированный раствор
Где применяют: очень прочные сухие породы, пласты с низким давлением, бурение на депрессии
Ограничения: давление в стволе мало: стенки почти не поддерживаются, пласты с нормальным давлением не удерживаются; приток воды нарушает очистку ствола

Тип	Основа и состав	Где применяют	Ограничения
На водной основе (WBM)	пресная или морская вода, бентонит, полимеры, реагенты, утяжелитель	большинство скважин и интервалов	вода гидратирует глины и растворяет соль; многие полимеры теряют свойства при высокой температуре
Ингибирующие водные	вода с хлоридом калия, полимерами, гликолями, силикатами и другими ингибиторами	активные глины, когда растворы на углеводородной основе нежелательны	дороже обычных водных; ингибирование неполное
Соленасыщенные	насыщенный рассол $\mathrm{NaCl}$ с полимерами	бурение каменной соли	бентонит в рассоле не набухает — нужны солестойкие полимеры и глины; рассол усиливает коррозию
На углеводородной основе (РУО, OBM)	дизельное топливо или минеральное масло с каплями рассола хлорида кальция (инвертная эмульсия), органофильная глина, известь, эмульгаторы, утяжелитель	неустойчивые глины, соли, высокие температуры, наклонные и горизонтальные скважины	стоимость; сбор и утилизация шлама; газ растворяется в основе, что затрудняет обнаружение проявлений; нужен особый каротаж
На синтетической основе (SBM)	синтетические углеводороды или эфиры вместо нефтяной основы	те же задачи, что для РУО, там, где строже требования к токсичности и сбросу	самые дорогие
Газообразные агенты	воздух, туман, пена, аэрированный раствор	очень прочные сухие породы, пласты с низким давлением, бурение на депрессии	давление в стволе мало: стенки почти не поддерживаются, пласты с нормальным давлением не удерживаются; приток воды нарушает очистку ствола

Названия и состав систем у поставщиков различаются; в таблице — общие классы. Сокращения: WBM — water-based mud, OBM — oil-based mud, SBM — synthetic-based mud.

Растворы на водной основе самые распространённые: они дешевле, их проще утилизировать, в них работают все каротажные приборы. Их главная слабость — глины: глинистых пород в разрезе больше всего, и именно с ними связана значительная часть осложнений. Вода из раствора проникает в глину, глинистые минералы гидратируются и набухают, порода теряет прочность, стенки осыпаются, образуются каверны. Бороться с этим можно двумя путями: подавлять (ингибировать) гидратацию — ионы калия уменьшают набухание глин, полимеры обволакивают частицы и стенки, — или вовсе убрать свободную воду, перейдя на углеводородную основу (Растворы на водной основе и химия глин).

В растворе на углеводородной основе вода тоже есть — иногда до половины объёма, — но она разбита на мелкие капли, окружённые маслом: это инвертная эмульсия (invert emulsion, «вода в масле»). Свободной воды, способной контактировать с глинами, нет, а хлорид кальция в каплях подбирают так, чтобы вода не переходила из раствора в глину под действием осмоса. Поэтому ствол в таких растворах устойчивее, а колонна меньше трётся о стенки и реже прихватывается; кроме того, они сохраняют свойства при температурах, при которых многие полимеры водных растворов разрушаются. Расплачиваться за это приходится ценой, сбором и утилизацией шлама, растворимостью газа в основе (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления) и ограничениями каротажа: приборы, пропускающие ток через раствор, в непроводящем растворе не работают (Растворы на углеводородной основе).

Как менялись растворы

Первые скважины бурили с водой, смешанной с местной глиной. Барит как утяжелитель начали применять в 1920-х годах, примерно тогда же — бентонит. Растворы на углеводородной основе широко распространились в 1970-х годах как средство против неустойчивых глин. Со временем стало ясно, что шлам с остатками нефтяной основы, сброшенный в море, надолго загрязняет дно, и правила его сброса во многих районах ужесточили вплоть до запрета. С 1990-х годов стали применять синтетические основы с меньшей токсичностью, а ингибирующие водные растворы совершенствуют до сих пор.

Соль Прикаспия

В Прикаспийской впадине, где находятся крупнейшие месторождения Казахстана, скважины проходят мощные толщи каменной соли. Пресный раствор растворяет соль, и ствол размывается в большие каверны, поэтому соль бурят на соленасыщенных растворах или на растворах на углеводородной основе. Кроме того, соль под нагрузкой медленно течёт и сужает ствол, и плотность раствора в таких интервалах подбирают с учётом этой ползучести.

Тип раствора выбирают для каждого интервала отдельно, учитывая, какие породы предстоит пройти (активные глины, соли, поглощающие горизонты), температуру и давление, профиль скважины (в наклонных и горизонтальных стволах особенно важны смазка и вынос шлама), защиту продуктивного пласта, требования к каротажу, экологические ограничения, логистику и стоимость. Нередко в одной скважине применяют несколько растворов: верхние интервалы бурят на недорогом водном растворе, неустойчивые глины и соли — на ингибирующем водном или на углеводородной основе, а продуктивный пласт вскрывают специальным раствором с минимумом повреждающих твёрдых частиц, например с кислоторастворимым карбонатом кальция.

Терминдер мен белгілер

Плотность раствора, $\rho$: масса единицы объёма раствора; задаёт давление на пласты; измеряется в г/см³, кг/м³ или ppg.
Утяжелитель: тонкомолотый тяжёлый минерал для повышения плотности: барит, гематит, карбонат кальция.
Пластическая вязкость (ПВ, PV): наклон прямой Бингама; растёт с количеством твёрдой фазы.
Динамическое напряжение сдвига (ДНС, YP): отрезок прямой Бингама на оси напряжений; отражает силы притяжения между частицами.
Статическое напряжение сдвига (СНС, gel strength): прочность геля после покоя 10 с и 10 мин.
Показатель фильтрации (водоотдача, fluid loss): объём фильтрата за 30 мин в стандартном опыте на фильтр-прессе.
Фильтрационная корка: слой твёрдых частиц на стенке против проницаемых пород; хорошая корка тонкая и малопроницаемая.
WBM, РУО (OBM), SBM: растворы на водной, углеводородной и синтетической основе.
Инвертная эмульсия: эмульсия капель рассола в углеводородной среде — основа большинства растворов на углеводородной основе.
Ингибирование: подавление гидратации и набухания глин химическими добавками.

Жиі қателіктер

Қате

«Чем выше вязкость, тем лучше раствор выносит шлам».

Шын мәнінде

Вынос определяют скорость потока в затрубье и ДНС. Лишняя вязкость повышает ЭЦП, давление на насосах и свабирование и мешает очистке раствора.

Қате

«Условная вязкость по воронке — это вязкость раствора».

Шын мәнінде

Это время истечения, удобное для контроля изменений. Течение раствора характеризуют ПВ, ДНС и СНС по ротационному вискозиметру.

Қате

«Нет барита — утяжелим карбонатом кальция до любой плотности».

Шын мәнінде

При той же плотности карбоната нужно примерно вдвое больше по объёму, и при высокой плотности раствор становится слишком густым. Карбонат применяют для умеренной плотности и при вскрытии пласта.

Қате

«Раствор на углеводородной основе всегда лучше водного».

Шын мәнінде

Он решает проблемы глин и смазки, но дороже, требует сбора и утилизации шлама, затрудняет обнаружение газовых проявлений и ограничивает выбор каротажа.

Қате

«Показатель фильтрации 5 см³ за 30 мин означает, что в пласт уйдёт 5 см³».

Шын мәнінде

Это сравнительная характеристика раствора в стандартном статическом опыте. В скважине фильтрация зависит от циркуляции, температуры, перепада давления и времени.

Толық: тереңдетілген

Когда модели Бингама недостаточно

Модель Бингама проводит прямую через показания при 600 и 300 об/мин. У многих полимерных растворов напряжение при малых скоростях сдвига заметно ниже этой прямой, то есть настоящее напряжение, при котором раствор начинает течь, меньше ДНС. Такие растворы лучше описывают степенная модель $\tau = K\dot\gamma^{n}$ и модель Гершеля — Балкли $\tau = \tau_y + K\dot\gamma^{n}$ , где $\dot\gamma$ — скорость сдвига, $K$ — показатель консистенции, а $n < 1$ — показатель нелинейности: чем он меньше, тем сильнее раствор разжижается при сдвиге.

Параметры этих моделей находят по показаниям при нескольких частотах вращения, включая малые (6 и 3 об/мин), и используют в расчётах потерь давления, ЭЦП и выноса шлама. Выбор модели заметно влияет на рассчитанные давления в затрубье, особенно в узких зазорах и при малых скоростях течения (Реология буровых растворов и режимы течения, Потери давления при циркуляции).

Басқа тақырыптармен байланыс

Поровое и горное давление — откуда берутся постоянные гидростатики и как выбирают плотность раствора по поровому давлению.
Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления — плотность раствора как первичный барьер; газированный раствор и особенности растворов на углеводородной основе.
Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — корка и зона проникновения глазами каротажа.
Как бурят скважину: процесс и персонал — где работает раствор в цикле строительства скважины.
Промысловые испытания бурового раствора — как измеряют свойства раствора на буровой.
Реология буровых растворов и режимы течения — модели течения растворов и режимы течения.
Растворы на водной основе и химия глин — бентонит, полимеры и химия глин.
Растворы на углеводородной основе — состав и свойства растворов на углеводородной основе.
Очистка бурового раствора от твёрдой фазы — очистка раствора от выбуренной породы.
Повреждение пласта и скин повреждения — как раствор может ухудшить продуктивный пласт.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Какое свойство раствора прежде всего отвечает за то, чтобы пластовый флюид не поступал в скважину?
1. А.pH
2. Б.Пластическая вязкость
3. В.Показатель фильтрации
4. Г.Плотность
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Плотность
Давление на пласты создаёт столб раствора: $p = 0{,}00981\,\rho\,h$ . Остальные свойства влияют на давление в скважине лишь косвенно — через потери на трение при циркуляции и колебания давления при движении труб.
2
Раствор плотностью 1,35 г/см³ заполняет скважину до устья. Каково давление на глубине 2800 м по вертикали в МПа и в psi?
Жауабын көрсету
$p = 0{,}00981\cdot 1{,}35\cdot 2800 \approx 37{,}1$ МПа. В промысловых единицах: $1{,}35\cdot 8{,}345 \approx 11{,}27$ ppg, $2800/0{,}3048 \approx 9186$ ft, $p = 0{,}052\cdot 11{,}27\cdot 9186 \approx 5380$ psi — тоже около 37,1 МПа.
3
Почему основной утяжелитель — барит, а не молотый известняк или мрамор?
1. А.Барит улучшает смазывающие свойства
2. Б.При той же плотности раствора барита нужно намного меньше по объёму, поэтому в растворе меньше твёрдой фазы
3. В.Барит растворяется в кислоте
4. Г.Барит дешевле
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. При той же плотности раствора барита нужно намного меньше по объёму, поэтому в растворе меньше твёрдой фазы
Плотность барита около 4,2 г/см³ против 2,7 у карбоната кальция. По формуле $V_{\text{ут}} = V_1(\rho_2 - \rho_1)/(\rho_{\text{ут}} - \rho_2)$ объём утяжелителя тем меньше, чем он тяжелее, а каждая лишняя доля твёрдой фазы загущает раствор. Растворим в кислоте как раз карбонат — поэтому его и выбирают для вскрытия пласта.
4
Показания вискозиметра: $\theta_{600} = 64$ , $\theta_{300} = 40$ . Найдите пластическую вязкость и ДНС.
Жауабын көрсету
$\eta_p = 64 - 40 = 24$ мПа·с; $\tau_0 = 40 - 24 = 16$ lb/100 ft², или около 7,7 Па. Значения сравнивают с пределами программы: рост ПВ при неизменной плотности говорит о накоплении мелкой выбуренной породы.
5
Чем опасен раствор с высоким показателем фильтрации и толстой коркой при бурении против проницаемого пласта?
Жауабын көрсету
Толстая корка сужает ствол; к ней трубы прижимаются перепадом давления, и возникает дифференциальный прихват; фильтрат и мелкие частицы глубже проникают в пласт и снижают проницаемость призабойной зоны; растут затяжки и свабирование, хуже цементирование. Хорошая корка — тонкая и малопроницаемая.
6
Почему при растворе на углеводородной основе газовое проявление труднее заметить?
1. А.Такой раствор легче воды, поэтому давление на забое ниже
2. Б.Газ растворяется в углеводородной основе: прирост объёма в ёмкостях мал, а выделяется газ лишь в верхней части ствола
3. В.Датчики объёма не работают с таким раствором
4. Г.Газ не поступает в скважину, заполненную таким раствором
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Газ растворяется в углеводородной основе: прирост объёма в ёмкостях мал, а выделяется газ лишь в верхней части ствола
Газ хорошо растворяется в нефтяной или синтетической основе. Пока давление высокое, он остаётся в растворе и почти не увеличивает его объём, а выделяется лишь в верхней части ствола — быстро и в большом количестве. Поэтому при таких растворах объёмы контролируют особенно тщательно.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.