25. Промывка скважин. Основные параметры буровых растворов.

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при
бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от
частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением
долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора
расширились. Теперь сюда входят:

1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

3) предупреждение -поступления в скважину нефти, газа и воды;

4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при
прекращении циркуляции;

5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря кор-кообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять **ряду
требований:**

1) выполнять возложенные функции;

2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные
двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;

5) быть удобными для приготовления и очистки;

6) быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного
использования.

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных
жидкостей используются:

- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы,
глинистые и неглинистые растворы);

- агенты на углеводородной основе;

- агенты на основе эмульсий;

- газообразные и аэрированные агенты.

**Основными параметрами буровых растворов** являются плотность,
вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность,
суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

**Плотность** промывочных жидкостей может быть различной: у
растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м!, у
малоглинистых растворов - 1050...1060 кг/м', у утяжеленных буровых растворов -
до 2200 кг/м3 и более.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического
давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для
скважин глубже 1200 м - на 5...10 %.

**Вязкость** характеризует свойство раствора оказывать
сопротивление его движению.

**Показатель фильтрации**- способность раствора при
определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе
свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды
проникает в пласт.

**Статическое напряжение сдвига** характеризует усилие, которое
требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

**Стабильность** характеризует способность раствора удерживать
частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей
нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для
обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г/см3, а для
утяжеленных - 0,06 г/см:!.

**Суточный отстой**- количество воды, выделяющееся за сутки из
раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина
суточного отстоя должна быть равна нулю.

**Содержание песка**- параметр, характеризующий содержание в
растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных
растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового
раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем
растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Величина **водородного показателя**рН характеризует щелочность
бурового раствора. При рН > 7 раствор щелочной, при рН = 7 -нейтральный, при
рН < 7 - кислый