Буровой раствор

        (a. drilling fluid, drilling mud; н. Spulung, Bohrschlamm, Spulflussigkeit; ф. boue de forage; и. Iodo de sondeo) - технол. наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для Промывки скважин в процессе бурения. При циркуляции в скважине Б. р. очищает забой от выбуренной породы, транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает её во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, активизирует процесс разрушения г. п. долотом, предотвращает осыпи, обвалы и др., обеспечивает качеств. вскрытие продуктивных горизонтов, оказывает смазывающее и антикоррозийное действие на буровой инструмент, вращает забойные двигатели. В практике бурения применяют Б. р. на водной (техн. вода, растворы солей и гидрогели, полимерные, полимерглинистые и Глинистые растворы) и углеводородной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) основах. При бурении в хемогенных отложениях используют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случаях возможных осыпей и обвалов стенок скважины - ингибирующие растворы, при воздействии высоких темп-р - термостойкие (термосолестойкие) глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, к-рые эффективны также при вскрытии продуктивных горизонтов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород. При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжелённые Б. р., в неосложнённых условиях - техн. воду, полимерные безглинистые и полимерглинистые растворы с низким содержанием твёрдой фазы. Эффективность применения Б. р. зависит от их свойств, к к-рым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статич. напряжение сдвига и др. Плотность Б. р. измеряется Ареометром буровым и составляет 900-2500 кг/м³. Условная вязкость определяется временем истечения заданного объёма Б. р. из стандартной воронки (ВП-5); эффективная вязкость, измеряемая ротационным Вискозиметром, отражает соотношение между касательными напряжениями в потоке и действующим градиентом скорости (в ср. 600 с^-1) и составляет 1-100 сП. Предельное статич. напряжение сдвига (напряжение, необходимое для разрушения структуры раствора и начала его течения) измеряется вискозиметром в пределах от 0 до 20 Па. Водоотдача Б. р. характеризуется объёмом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося из раствора через стандартную фильтрующую поверхность при перепаде давления на Буровой раствор 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрац. корки), образующегося при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм. Содержание твёрдой фазы в Б. р. характеризует концентрацию глины (3-15%) и утяжелителя (20-60%).         
Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геол.-техн. условий) свойства Б. р. регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них спец. материалов и хим. реагентов. Для снижения водоотдачи, уменьшающей увлажнение, набухание и потерю устойчивости г. п., Б. р. на водной основе обрабатывают понизителями водоотдачи: углещелочным реагентом, конденсир. сульфитно-спиртовой бардой, карбоксиметилцеллюлозой, оксиэтилцеллюлозой, модифицир. крахмалом, акриловыми полимерами (метасом и др.). Регулирование реологич. свойств Б. р., обеспечивающих снижение гидравлич. сопротивлений при циркуляции раствора, очистку забоя от выбуренной породы, уменьшение эрозии стенок скважины, достигается вводом понизителей вязкости (окисленного замещённого лигносульфоната, феррохромлигносульфоната, нитролигнина, полифенолов, фосфатов) и структурообразователей (Бентонит, Палыгорскит, асбест и др.). Для предотвращения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность Б. р. путём введения спец. Утяжелителей (напр., мелом до 1500 кг/м³, Баритом и Гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают её до 1000 кг/м³ за счёт аэрирования Б. р. (см. Аэрация) или добавления в него пенообразователей (сульфонола, лигносульфоната). Подавление гидратации и набухания г. п. при их взаимодействии с фильтратом Б. р. достигается обработкой его окисью кальция, гипсом, хлористым кальцием и калием, едким натром и калием, жидким стеклом и др. Антифрикционные свойства Б. р. усиливают вводом смазочных добавок (нефти, графита, окисленного петролатума, смеси гудронов и др.). Для сохранения реологич. и фильтрац. свойств Б. р. при высоких темп-рах применяют хроматы и бихроматы калия или натрия и Антиоксиданты. В качестве Пеногасителей Б. р. используют резиновую и полиэтиленовую крошку, жирные к-ты и спирты, кремнийорганич. соединения и др. Для регулирования содержания твёрдой фазы в раствор вводят селективные Флокулянты.         
Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных к-т, эмультал и др.), вводимые в раствор для придания агрегативной устойчивости, стабилизаторы-структурообразователи (окисленный петролатум и битум, органоглина), гидрофобизаторы (сульфонол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизители фильтрации (органогуматы).         
Приготовляют Б. р. непосредственно перед бурением и в его процессе при помощи Гидросмесителей и диспергаторов (см. Диспергатор буровой). Содержание твёрдой фазы Б. р. регулируется 3-ступенчатой системой очистки - на Вибрационных ситах, Пескоотделителе и Илоотделителе; газообразные агенты отделяют в дегазаторах (см. Дегазатор буровой). В СССР ежегодное использование Б. р., напр. для бурения нефт. и газовых скважин, достигает 50 млн. м³.

Литература: Химическая обработке буровых и цементных растворов, М., 1971; Кистер Э. Г., Химическая обработка буровых растворов, М., 1972; Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов, М., 1975; Паус К. Ф., Буровые растворы, 2 изд., 1973; Роджерс В. Ф., Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин, пер. с англ., 3 изд., М., 1967; Резниченко И. Н., Приготовление, обработка и очистка буровых растворов, М., 1982.

М. И. Липкес.