П. 2.7.3 Буровые растворы (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Пб 08-624-03)

2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны ….. в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

Буровые растворы (промывочные жидкости, буровые промывочные растворы, промывочные агенты, циркулирующие агенты) – это многокомпонентные дисперсные системы, которые выполняют комплекс специальных функций, обеспечивающих углубление скважины.

К основным функциям относятся:

• создание противодавления на проявляющие пласты для предупреждения нефтегазоводопроявлений;

• предупреждение разрушения стенок скважины в потенциально неустойчивых горных породах;

• очистка забоя скважины и вынос выбуренной породы на поверхность;

• удержание во взвешенном состоянии выбуренной породы и утяжелителя при остановке циркуляции;

• охлаждение породоразрушающего инструмента при работе на забое скважины;

• сохранение теплового баланса в ММП;

• передача гидравлической энергии забойным гидравлическим двигателям;

• снижение нагрузки на крюке за счет повышения смазочной способности буровых растворов;

• повышение показателей работы долот;

• сохранение коллекторских (фильтрационных) свойств продуктивных пластов;

• обеспечение проведения геолого-геофизических исследований в скважине и интерпретации результатов проведенных работ.

Выполнение перечисленных функций с учетом разнообразия геологических условий, местоположения, назначения, техники и технологии строительства скважин требует использование либо универсальных промывочных жидкостей (в настоящее время по разным причинам такие решения невозможны!), либо развитие и совершенствование множества отличающихся по составу и свойствам буровых растворов, которые могли бы решать основные для определенных геологических и технико-технологических условий задачи.

В общем виде буровые растворыможно представить таким образом:

Основа бурового раствора	Дополнительные реагенты и материалы
Дисперсионная среда	ингибиторы
(вода, углеводородные жидкости)	минерализаторы
	реагенты для повышения рН
	реагенты для снижения жесткости воды
Дисперсная фаза	стабилизаторы
(твердая минеральная и синтезированная,	защитные коллоиды
вода и углеводородные жидкости, воздух,	структурообразователи
природные и инертные газы)	утяжелители и кольматанты
	смазочные материалы
	нейтрализаторы Н2S
	пеногасители и специальные добавки

В настоящее время при увеличении объемов наклонно направленного и горизонтального бурения основное внимание научно-исследовательских организаций и сервисных компаний, занимающихся технологией буровых растворов, уделяется совершенствованию промывочных агентов с низким содержанием коллоидной (бентонитовой или чаще говорят - глинистой) фазы на водной основе, оптимизации составов промывочных жидкостей на основе жидких углеводородов таких, как например, «синтетические буровые растворы – СБР» и растворы на основе природных масел. Лидирующее положение в области разработки и совершенствования составов циркулирующих агентов, а также материалов и химических реагентов в России занимают специалисты ОАО «НПО «Бурение» и сотрудничающие с ними лаборатории промывочных жидкостей научно-исследовательских институтов «БашНИПИнефть», «СургутНИПИнефть», «ПермьНИПИнефть» и другие, а в мировой практике – компании MI-Swaco, BAROID и т.п. При этом немаловажное значение приобретает экологичность и безопасность систем. Например, в неводных буровых растворах предполагается использовать биоразлагаемые углеводородные жидкости (синтетические углеводороды и природные масла).

В качестве примеров современных буровых растворов на водной основе можно привести пресные полимер-глинистые и безглинистые промывочные жидкости, представленные в таблице 1.

Таблица 1– Составы и область применения полимерных малоглинистых и безглинистых буровых растворов

Компонентный состав	Особенности	Область применения
Акрилат, бентонит*	Пресный	Относительно устойчивые породы
Акрилат, бентонит*, антифриз	Пресный	ММП
Акрилат, бентонит*, полисахариды, ингибиторы (хлориды и силикаты натрия и калия)	Ингибирующий	Неустойчивые глинистые породы
Акрилат, бентонит*, полисахариды, силикаты натрия или калия, НТФ	Ингибирующий	Неустойчивые глинистые породы, в т.ч. литифицированные
Акрилат, бентонит*, ГКЖ – 10 (11)	Недиспергирующий	Неустойчивые глинистые породы и вскрытие пласта
Биополимер или крахмальный реагент, бентонит**, органический стабилизатор, хлорид калия	Недиспергирующий, ингибирующий	Неустойчивые глинистые породы и вскрытие пласта
Биополимер, щелочные электролиты, смесь полианионной целлюлозы	Пресный	Вскрытие продуктивного пласта
Биополимер, щелочные электролиты, крахмальный реагент, смесь производных целлюлозы, полигликоли, кольматанты	Пресный	Неустойчивые глинистые породы, вскрытие пласта, предупреждение прихвата.
Раствор Flo-Pro	Ингибирующий	Вскрытие продуктивного пласта горизонтальными скважинами

Примечание: * - содержание бентонита составляет 5 – 40 кг/м³

** - содержание бентонита – 0 – 5 кг/м³

В качестве основного структурообразователя в полимерной системе используют модифицированные(кальцинированной содой, акрилатами, КМЦ и другими реагентами)глинопорошки, полученные из природной глинистой породы. Характеристика глинопорошков должна соответствовать ТУ 5751-001-58156178-02, стандартам ISO-9002 и API/OSMO. Например, бентонитовый глинопорошок немодифицированный – Основа «О» с выходом раствора 16 м³/т (содержание монтмориллонита до 95%), модифицированные – Медиум «М» (монтмориллонит – 85-90%) и Супер «S» (монтмориллонит – 90-95%) с выходом раствора соответственно не менее 16 и 20 м³/т. Для примера можно привести марки бентонитовых порошков, выпускаемых за рубежом: фирма «BAROID» – Aquagel, Mud Gel; «EMEC» – Emec Gel; «MI-Swaco» – Gel и другие.

В качестве основного полимерного реагентаиспользуются акриловые полимеры (полиакриламидПАА и его аналоги MC STAB, РА 30, New-Drill HP, Maxivis и другие) и водорастворимые полисахариды. К последним относятсябиополимеры (Barazan, Bioxan,DuoVis, Flowzan, Kelzan L, XB, XC, XCD, Гаммаксан и другие) икрахмальные реагенты(Dextrid, Filter Chek, MC Stаrch, Multidrill, N-Drill, МКР, КМК и другие). Для повышения стабильности буровых растворов применяются, как правило,эфиры целлюлозы: КМЦ (отечественные и импортные аналоги, например, СМС HV, СМС LV, Cellex), полианионная целлюлоза (ПАЦ, РАС HV, РАС R, РАС LV и т.д.) и другие производные целлюлозы. Таким образом, в качестве основных химических реагентов в безглинистых и малоглинистых растворах используются биополимеры, эфиры целлюлозы, карбоксиметилированные, оксипропилированные и редкосшитые крахмалы. Сочетание крахмальных реагентов и некоторых эфиров целлюлозы с биополимерами позволяет создавать эффективные безглинистые полимерные растворы с широким диапазоном эксплуатационных свойств. Обработка биополимерных растворов полиалкиленгликолем обеспечивает получение систем с ярко выраженными псевдопластичными свойствами. Они имеют свойство изменять эффективную вязкость от минимальной, на выходе из насадок долота, до необходимого значения для удержания выбуренной породы в потоке бурового раствора в затрубном пространстве. Снижение содержания коллоидной фазы и особенности изменения реологических свойств при выходе бурового раствора из насадок долота позволяет значительно повысить показатели бурения.

Анализ литературных источников показал, что для бурения горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов интерес представляют следующие составы промывочных агентов:

• буровой раствор на основе пресной или морской воде: бентонит, гидроокись калия, КМЦ, смазочная добавка;

• ингибирующий буровой раствор: крахмальный реагент, лигносульфонаты, оксиэтилированная целлюлоза, хлорид калия, гидроокись калия, кислоторастворимый утяжелитель;

• полисахаридный полиэтиленгликолевый гидрофобизирующий буровой раствор.

Полисахариды и эфиры целлюлозы эффективны при любой минерализации и присутствии поливалентных катионов. Таким образом, перечисленные системы могут быть перспективны для условий солевой агрессии в отсутствии аномалий пластового давления, а также при пониженных пластовых давлениях. При этом одним из основных условий является создание достаточно прочного кольматационного слоя, обеспечивающего низкие фильтрационные потери при высоких давлениях и значительной площади фильтрации.

В последние годы все большее применение при бурении сильно искривленных скважин получают растворы на углеводородной и псевдонефтяной основе. Использование таких систем исключает образование сальников на долоте и возникновение прихватов бурильного инструмента, увеличивает срок службы породоразрушающего инструмента, облегчается проведение спуско-подъемных работ и, конечно, обеспечивается качество вскрытия продуктивных пластов. При этом можно обеспечить снижение репрессии на пласт, т.к. есть возможность получить раствор плотностью менее плотности воды. В качестве дисперсионной среды кроме дизельного топлива используются природные минеральные масла и биоразлагаемые синтетические углеводороды. Последние получают либо из растительного сырья, либо методом синтеза искусственных углеводородов: эфиры растительных масел, ацетали, полиальфаолефины. Дисперсной фазой служит эмульгированная вода с заданной степенью минерализации, стабилизированная эмульгатором, и твердый структурообразователь (битумы, асфальты, органобентониты, органогуматы). В общем виде вне зависимости от сервисной компании, предлагающей подобные системы, обратная эмульсия состоит из углеводородной среды, минерализованной воды, эмульгатора, гидрофобизатора, твердого структурообрзователя и некоторых профилактических добавок. Плотность неутяжеленного эмульсионного раствора зависит в первую очередь от плотностей и соотношения углеводородной и водной фаз. Фильтрационные характеристики легко регулируются добавками органофильной твердой фазы (лигнит, окисленный битум, органоглина). Буровые растворы на неводной основе эффективны в условиях солевой агрессии при строительстве скважин в солях и терригенно-солевых отложениях.

Как показал опыт строительства скважин, вскрытие высокопроницаемых пород, как правило, сопровождается интенсивной фильтрацией буровых жидкостей без разделения фаз (поглощением). Под потерей циркуляции или поглощением бурового раствора понимают полный или частичный уход бурового раствора в трещины или большие полости, обладающие структурной прочностью, вследствие избыточного гидростатического давления. Потеря циркуляции характеризуется уменьшением скорости возврата бурового раствора из скважины по сравнению со скоростью его закачивания в скважину (выходной расход < входного расхода). Это приводит к уменьшению объема бурового раствора в емкостях. Большая скорость поглощения бурового раствора может оказывать существенное неблагоприятное воздействие на буровые работы в целом. При этом даже при прекращении циркуляции бурового раствора гидростатическое давление будет уменьшаться до тех пор, пока перепад давления не будет равен нулю, т.е. устанавливается статический уровень. Это может привести к тому, что в ствол скважины начнет поступать пластовый флюид из продуктивных горизонтов, что может явиться причиной выброса и неконтролируемого фонтанирования, а также к обрушению в ствол скважины ранее устойчивого пласта.

Одним из направлений, снижающих интенсивность поглощения и повышающих качество вскрытия пластов с АНПД, является использование буровых растворов пониженной плотности, в частности значительно ниже плотности пресной воды. Однако минимальные плотности растворов на водной основе составляют 1030 – 1050 кг/м³, плотности буровых растворов на неводной основе существенно ниже – 800 – 950 кг/м³ в зависимости от плотности жидких углеводородов.

Дальнейшее снижение плотности промывочной жидкости возможно только в присутствии газообразной фазы. Широко известны рецептуры газожидкостных систем, таких как аэрированные жидкости и пены, которые при определенных условиях предупреждают поглощение промывочного агента, сохраняют коллекторские свойства ПЗП и повышают коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пластов.

Исследования, проведенные как в лабораторных, так и в промысловых условиях, показывают их эффективность в условиях аномально низких пластовых давлений в неглубоких скважинах. Эта эффективность определяется наличием у них особых свойств:

• плотность пены легко регулируется в широком диапазоне;

• пена плохо проникает в пористую среду, в силу чего можно осуществлять бурение и вскрытие пластов при низких коэффициентах аномальности;

• при вскрытии продуктивного пласта с использованием пены в качестве промывочного агента, значительно уменьшаются или полностью отсутствуют зоны проникновения твердой фазы и фильтрата промывочной жидкости, что способствует сохранению естественной проницаемости ПЗС продуктивного пласта;

• при использовании пены возможно регулирование забойного давления в широком диапазоне, изменением степени аэрации и устьевого давления;

• высокая удерживающая способность пен по отношению к выбуренной породе, позволяет вести бурение при незначительных расходах пенообразующей жидкости и газа;

● использование пен сокращает время освоения и выхода скважин на заданный режим работы.

Однако, как показал опыт использования стабильных пенных систем, появляется значительное количество технологических и технических сложностей, затрудняющих широкое их внедрение в практику промывки скважин даже при крайней необходимости. Это обусловлено с одной стороны высокой сжимаемостью пены, которая снижает гидравлическую мощность буровых насосов, а с другой стороны необходимость изменения циркуляционной системы и обвязки устья скважины. На протяжении десятков лет проводились работы по получению таких газожидкостных систем, которые бы были лишены основных недостатков, присущих пенам и аэрированным жидкостям. Одной из таких газожидкостных смесей является система AphronICS^тм, разработанная компанией M-I Drilling Fluids.

П.2.7.3.5 В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

По характеру поведения глинистые отложения можно разделить (по одной из классификаций) на 4 группы:

- устойчивые породы (алевролиты);

- набухающие, высокопластичные и диспергирующие в буровых растворах глины;

- хрупкие, осыпающиеся и обваливающиеся глинистые сланцы;

- сильно увлажненные глины с пропластками солей.

Пластическое течение может возникнуть в нелитифицированных глинах. При этом угол внутреннего трения равен 0, т.е. они претерпевают пластическую деформацию как только напряжение сдвига превысит их прочность сцепления. Пластическое течение может происходить в вязких увлажненных глинах даже в том случае, если напряжение в них не превышает предела текучести. Пластические деформации усугубляются набуханием таких глин, если используется пресный буровой раствор.

Во многих сланцах имеются следы трещин, микротрещины, плоскости скольжения, перемятость, т.е. породы представляют собой куски и частицы, не имеющие заметной механической связи. Поэтому зачастую их механическая прочность обусловлена силами трения. При вскрытии таких пород увлажнение может происходить под действием различных факторов: гидродинамической фильтрации (порода проницаема), капиллярного всасывания при обезвоживании сланца, под действием осмотического массопереноса, если имеется свободная или рыхлосвязанная вода. В результате такой гидратации на поверхности слоев, микро и макротрещин формируется гидратная оболочка, снижающая силы межмолекулярного взаимодействия и силы трения. Расклинивающее давление гидратных слоев может превысить предел текучести горной породы и вызвать нарушение стабильности сланцев.

Как правило, вне зависимости от типа глинистых пород основными мероприятиями по предупреждению нарушения устойчивости являются предотвращение смачивания водой и регулирование плотности. В последнее десятилетие большое внимание уделено минеральному составу фильтрата буровых растворов как способу уравнивания химических потенциалов. Для этой цели может использоваться хлорид калия; хлорид натрия(как самая дешевая соль, но при этом обеспечивается минимальная стабильность);хлорид кальция(высокая плотность бурового раствора при отсутствии твердой фазы и возможность кольматации и повышения коэффициента трения между обломками);диаммонийфосфат (NH₄)₂HPO₄ (отмечено наименьшее повреждение глинистых сланцев);натриевое и калиевое жидкое стекло(возможность кольматации и повышения коэффициента трения между обломками). В случае вскрытия увлажненных глинистых пород необходимо обратить внимание на управление осмотическим влагопереносом, который зависит не только от разности химических потенциалов бурового раствора и поровой воды, но и проницаемости мембраны (полупроницаемой перегородки). Таким образом, в состав бурового раствора кроме неорганического ингибитора в количествах достаточных для управления ингибирующей способностью циркулирующей жидкости может или должен входить адгезионный кольматант и высокомолекулярный линейный полимер, обеспечивающие снижение проницаемости горной породы и фильтрационной корки, а адгезионный кольматант к тому же усилит адгезию между обломками горной породы. Такая обработка, как показали исследования, позволяют значительно увеличить продолжительность устойчивого состояния литифицированных глинистых пород.

Таким образом, основными реагентами, направленно влияющими на увлажнение и разрушение глинистых пород, являются неорганические электролиты. При этом в качестве базового состава может служить любой стабилизированный глинистый, малоглинистый и безглинистый буровой раствор на водной основе. В качестве примера можно привести следующий состав, предложенный фирмой ИКФ: ХВ-полимер, ИКГЛИК (гликоли), хлорид калия, каустическая сода, ИКСТАБ (полиакриламид), ИКР (крахмальный реагент), ЭКОПАК R (SL) (полианионная целлюлоза), ИКДЕФОМ (пеногаситель), ИКБАК (бактерицид) и карбонатный кольматант.

Тем не менее, в последние годы значительное внимание уделяется использованию в качестве ингибирующих гидратацию глинистых пород реагентов ПАВ и высокомолекулярных полимеров. Так, например, для вскрытия набухающих глин предлагается использовать полиакриламиды различной молекулярной массы (DXPHPA, HYPERDRILL, MF, NEW-DRILL и другие), обеспечивающие капсулирование глинистой породы в результате адсорбции высокомолекулярных полимеров на активных центрах (Poly-Plus – фирма MI-Swaco;Bormax– фирмаBAROID, а также аналогичные системы других сервисных фирм). В качестве адгезионно активных добавок, обеспечивающих устойчивость сланцевых глин, широко используются в настоящее времяполигликоли(полиалкиленгликоль – Gem CP, Gem CT; смесь глицерола, полиглицерола и полигликолей – Gem 2000; смесь гликолей – МС Glyc, Glydril и другие) иасфальтены (BXR, Emec Tex-А, Gel, Asphatex, Newphalt).

Одним из важных материалов, используемых как в буровых, так и в тампонажных жидкостях, являются утяжелители, функцией которых является повышение плотности до расчетных значений. Примеры утяжелителей представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Характеристика утяжелителей

Класс утяжелителя	Название утяжелителя	Основная функция	Вторичная функция	Плотность раствора (max)
Низкой плотности (плотность материала 2600-2900 кг/м3)	Мел	Кольматант	Утяжелитель	1300-1400 кг/м3
	Известняковая мука	Утяжелитель	Кольматант
	Мраморная крошка*, IKCARB*	Кольматант	Утяжелитель	1400-1500 кг/м3
	Baracarb*	Кольматант	Утяжелитель	до 1680 кг/м3
Средней плотности (плотность материала 3500-5000 кг/м3)	Сидерит, Baraweight	Утяжелитель	Кольматант	1800-1900 кг/м3
	Барит**	Утяжелитель	-	1800-2200** кг/м3
	Гематит, Barodense	Утяжелитель	нейтрализатор сероводорода	до 2300 кг/м3
Высокой плотности (более 6000 кг/м3)	Галенит	Утяжелитель	-	до 3800 кг/м3

Примечание: * – выпускается разной дисперсности;

**– предпочтительно использовать гравитационный барит, что позволяет получить буровой раствор большей плотности.

Промывочная жидкость в процессе углубления скважины постоянно изменяет свои технологические свойства, что требует проведение профилактических или специальных мероприятий. Такие мероприятия включают в себя химическую или механическую обработку. Рассмотрим, какие факторы могут оказать негативное воздействие на качество бурового раствора.

1. Выбуренная порода.Буровой раствор выносит на поверхность шлам, который образуется в результате работы долота на забое или попадает со стенок скважины вследствие потери устойчивости горных пород. Степень влияния шлама на качество бурового раствора зависит от химического и минералогического состава, количества и дисперсности выбуренной породы. Она может вызвать:

• коагуляцию бурового раствора, которая в свою очередь сопровождается повышением фильтрационных характеристик, изменением реологических свойств и потерей его седиментационной и агрегативной устойчивости. При несоблюдении технологии бурового раствора или отсутствии своевременной химической обработки такие процессы могут привести к аварийным ситуациям в скважине. Коагуляция может наблюдаться при вскрытии солевых отложений (каменная соль, бишофит, гипс и ангидрит) или разбуривании цементных стаканов и мостов.

• наработку бурового раствора, т.е. переход выбуренной породы в его состав. Такое явление чаще всего наблюдается при бурении в глинистых породах, особенно молодого возраста, высокодисперсных, но нередко и при вскрытии мягких, рыхлых карбонатных породах (мел). Наработка глинистой фазы сопровождается значительным ростом структурных и реологических характеристик. Карбонатная фаза повышает водоотдачу, снижает реологические свойства, водородный показатель и устойчивость бурового раствора. Та и другая порода приводят к повышению плотности бурового раствора.

• усиление абразивности бурового раствора, которое приводит к ускорению износа долот, бурильного инструмента и буровых растворов. Это явление наблюдается при бурении в песчаниках, песках, крепких карбонатах и других абразивных породах. Как правило, технологические и физико-химические свойства бурового раствора не изменяются.

2. Пластовые жидкости и газы.В результате снижения противодавления на проявляющие пласты, диффузии (чаще всего газообразных веществ) или вместе с выбуренной породой в буровой раствор могут попасть пластовые флюиды различного состава. Степень и характер воздействия зависит от состава и количества пластовой жидкости и газа. Пресная вода может несколько разбавить раствор, повысив при этом фильтрационные показатели (при значительных объемах воды) и снизив (редко) плотность. Минерализованная вода, как и хемогенные породы могут привести к коагуляции бурового раствора, но интенсивность ее зависит от объема поступившей жидкости, состава водорастворимых солей и рН. Обычно в современных системах, в которых учтены химические показатели пластовой воды (при условии отсутствия водопроявлений), каких-либо существенных изменений не наблюдается. Нефтяная фаза может повлиять на свойства бурового раствора только при попадании больших объемов, но иногда наблюдается вспенивание и снижение при этом плотности бурового раствора. Значительно большее влияние оказывают газообразные вещества, особенно, если они представлены кислыми газами (сероводород, углекислый газ). Попадание газа любого состава снижает плотность бурового раствора, что при не соблюдении правил безопасности может привести к выбросу, открытому фонтанированию, взрыву и пожару. Кислые газы (особенно сероводород), кроме негативных воздействий на организм человека, бурильный инструмент и буровое оборудование, снижают стабильность буровых растворов и способствуют деятельности микроорганизмов, приводящих к деструкции химических реагентов.

3. Температурный фактор. В процессе углубления скважины изменяется температурный фон. Температурный градиент зависит от глубины скважины и географического положения. Например, на северо-востоке Европейской части России, севере Тюменской области и в Восточной Сибири получили развитие многолетнемерзлые породы с отрицательным фоном температур. В глубоких и сверхглубоких скважинах, а также в южных регионах и районах вулканической деятельности наблюдается значительный рост температуры. Влияние низких температур, как правило, незначительно и может выражаться в образовании льда вблизи стенки скважины при длительных остановках. Высокие температуры могут привести к термокоагуляции, которая сопровождается повышением фильтрационных потерь, изменением реологических характеристик и потерей стабильности бурового раствора.

4. Адсорбция химических реагентов.Как отмечалось выше буровые растворы – это многокомпонентные системы, в составе которых содержатся неорганические и органические реагенты, обеспечивающие требуемые технологические и физико-химические свойства. Однако по мере использования раствора количество этих реагентов постепенно уменьшается, что связано с их адсорбцией на выбуренной породе и стенках скважины, что приводит, естественно, к изменению тех или иных характеристик. Например, адсорбция ингибитора гидратации глин сопровождается наработкой твердой фазы и потерей стабильности ствола скважины. Адсорбция стабилизаторов – к росту фильтрационных потерь и т.д.

П. 2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств

Для управления свойствами бурового раствора в процессе углубления скважины используются механические и химические способы. Химическая обработка заключается в добавлении определенного вида реагентов, предупреждающих негативный процесс в буровом растворе или восстанавливающих свойства после воздействия перечисленных выше факторов. Химическая обработка обязательна в условиях коагуляции любого вида и снижения концентрации реагентов в результате адсорбции. Механическая обработка или очистка применяется для удаления выбуренной породы и газообразной фазы из бурового раствора, а соответствующие механизмы включены в состав циркуляционной системы в строгой последовательности: скважина – газовый сепаратор – блок грубой очистки (вибросита) – дегазатор – блок тонкой очистки (гидроциклонные шламоотделители, сепаратор) – блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель). Необходимо отметить, что при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании утяжеленного раствора не рекомендуют использовать гидроциклонные шламоотделители; при очистке неутяжеленного бурового раствора теряет смысл применение глиноотделителя и т.д. Таким образом, состав блока очистки зависит от геологических и технологических факторов.

Итак, для очистки бурового раствора от выбуренной породы используют комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Область использования перечисленных механизмов зависит от размеров частиц выносимого шлама. Обычно в буровом растворе присутствуют твердые частицы различных размеров: бентонитовый глинопорошок имеет размеры от 1 до десятков микрометров, шлама – от 10 мкм до 25 мм, порошкообразного барита – от 5 до 75 мкм. При подъеме на поверхность частицы шлама уменьшаются за счет механического измельчения и диспергирования. При этом размер частиц породы может доходить до 2 мкм, т.е. до коллоидных размеров, что может привести как к значительному изменению качества раствора, так и к ухудшению показателей работы долот. В этих условиях ужесточаются требования к составу блока очистки бурового раствора. Рекомендации по использованию представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Классификация породы по размерам и механизмы по очистке

Размер частиц, мкм	Классификация частиц	Рекомендуемые механизмы
более 20 000	Крупные	Вибросито
20000 – 250	Промежуточные	Вибросито
250 – 74	Средние	Пескоотделитель
74 – 44	Мелкие	Илоотделитель
44 – 2	Очень мелкие	Центрифуга
менее 2	Коллоидные	Флокуляция и центрифуга

При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако в настоящее время такого уровня очистки добиться не удается.

Если обратить внимание на таблицу, то все средства механической очистки по механизму действия можно разделить на просеивающие и центробежные. К просеивающим устройствам относятся вибросита различных конструкций. Основным элементом является вибрирующая рама с сеткой (Рисунок), которая располагается как в горизонтальной, так и наклонной плоскости. Движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным. Эффективность очистки зависит от размера ячеек и переплетения, длины сетки, скорости потока, угла наклона сетки, направления перемещения частиц, амплитуды колебания сетки, количества сетки. Чем дольше находятся частицы на сетке, тем лучше очистка. Больший процент удаляемого шлама обеспечивают сетки квадратного переплетения. К отечественным виброситам относятся одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б (частота колебаний 1600 или 2000 в минуту, пропускная способность до 60 л/с при размере ячейки 1х5 мм) с размерами ячеек 0,7х2,3; 1х2,3; 1х5; 0,16х0,16; 0,2х0,2; 0,25х0,25; 0,4х0,4; 0,9х0,9; 1,6х1,6; 2х2; 4х4 мм и одноярусные двухсеточные ВС-1 (частота колебаний 1130 или 1040 в минуту, пропускная способность до 100 л/с при размере ячейки 0,9х0,9 мм) с размерами ячеек 0,16х0,16; 0,2х0,2; 0,25х0,25; 0,4х0,4; 0,9х0,9.

За рубежом в распоряжении буровиков имеется более 30 типоразмеров сеток, а конструктивно: одинарные, сдвоенные и строенные, одно-, двух- и трехъярусные комбинированные, двухступенчатые и т.д.(Рисунок).Наиболее совершенными считаются вибросита фирм «Брандт», «Свако» и «Бароид», которые позволяют полностью удалять из раствора частицы шлама размером более 180 мкм.

Гидроциклонные шламоотделители представляют собой инерционно-гравитационные классификаторы твердых частиц. Гидроциклон представляет собой цилиндр, соединенный с усеченным перевернутым конусом (Рисунок). Нижняя часть конуса заканчивается насадкой для слива «песков», а цилиндрическая часть оборудуется входной насадкой (тангенциально расположенной) и сливным патрубком, через который отводится очищенный раствор. Входящий по касательной буровой раствор обладает сравнительно большой скоростью, и частицы под действием инерционных сил отбрасываются к стенке гидроциклона и движутся вниз к песковой насадке под действием гравитационных сил. Тонкодисперсная твердая фаза вместе с остальными компонентами бурового раствора сосредотачиваются в спиралевидном потоке, который движется вверх к сливному патрубку. Технологические показатели работы при разделении суспензии ухудшаются при уменьшении напора подающего насоса, увеличении плотности и вязкости бурового раствора, понижении плотности и уменьшении размеров удаляемой твердой фазы, резком отличии формы частиц от сферической и снижении размера отверстия песковой насадки.

Гидроциклонные шламоотделители условно делят на песко- и илоотделители. Пескоотделители – это батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделители, в свою очередь, представляют батарею гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в них разное. Пескоотделители в отечественной практике выпускают следующих видов: 1ПГК (4 гидроциклона диаметром 150 мм, производительность до 60 л/с, размеры частиц шлама до 60 мкм); ПГ-50 (производительность 50 л/с) и ПГ-90 (90 л/с). Илоотделители диаметром 75 и 100 мм представляют собой блоки из 12 – 16 гидроциклонов.

В США Гидроциклонные устройства выпускают многие фирмы. Самая известная из них – «Свако», которая выпускает до 10 видов пескоотделителей и 5 – илоотделителей производительностью от 16 до 95 л/с.(Рисунок).При соблюдении нормальных условий из неутяжеленных буровых растворов пескоотделителем удаляются частицы диаметром 44 – 60 мкм, а илоотделителем – 25 мкм.

Очищенный буровой раствор поступает в рабочие емкости, а шлам в амбары или специальные емкости (безамбарный способ) для дальнейшей утилизации.

Кроме углубления скважины в цикл строительства входят и другие операции, которые также участвуют в формировании отходов.