Технология буровых растворов

 
[MBT] = 7,125
.
V
м.с.
, 
(2.21), 
где [MBT] – собственно величина адсорбционной ёмкости, кг/м
3
,
V
м.с.
– объём метиленовой сини, пошедшей на титрование, мл 
Методика контроля загрязнения бурового раствора выбуренной породой 
заключается в определении зависимости величины параметра его пластической 
вязкости от концентрации глинистой фазы в его составе. 
В качестве примера представлен график, полученный при промысловых 
исследованиях, в котором ось О
х
представляет значения концентрации колло-
идной фазы; ось О
у
– величину пластической вязкости. Испытания проводились 
для двух хлоркалиевых биополимерных безглинистых растворов одной рецеп-
туры различной плотности с незначительной корректировкой концентрации 
химических реагентов.
Анализ результатов, представленных на графике, наглядно демонстриру-
ет, что зависимость величины пластической вязкости (PV) от содержания в рас-
творе глинистой фракции (МВТ) в рамках данных значений подчиняется закону 
линейной функции. Однако это справедливо только при минимальных значени-

---

49 
ях содержания глинистой фазы, т. е. для «условно-безглинистых» растворов. 
Причём для разной концентрации химических реагентов различается угловой 
коэффициент, который при данных минимальных концентрациях глинистой 
фазы будет прямо пропорционален концентрации химических реагентов в бу-
ровом растворе, что дополнительно доказывает негативное влияние избыточ-
ной обработки бурового раствора химическими реагентами.
Рисунок 2.2 – Зависимость пластической вязкости от МВТ, полученная
при промысловых исследованиях 
Таким образом, вернувшись к вышеуказанной зависимости, можно прий-
ти к следующей функции: 
 
y = kx + b
, 
(2.22) 
которая применительно к рассматриваемой ситуации примет вид: 
 
PV = 
[MBT]
·k + PV
0
,
(2.23), 
где
PV
– величина пластической вязкости в мПа

с,
[MBT] – значение параметра адсорбционно-обменной ёмкости бурового 
раствора, выраженное в кг/м
3
неорганических коллоидов, содержащихся в рас-
творе (глинистая фракция), 
PV
0
– величина пластической вязкости в (мПа

с) свежего раствора без 
глинистой фазы, измеренная при циркуляции после усреднения и стабилизации 
параметров бурового раствора до начала бурения, 
k
– коэффициент, определяющий степень роста параметра пластической 
вязкости в процессе загрязнения бурового раствора глинистой фазой, т. е. на 
изменение пластической вязкости бурового раствора при увеличении содержа-
ния глинистой фазы на 1 кг/м
3
. 
Исходя из указанной выше формулы, коэффициент 
k
можно легко выра-
зить как 

---

50 
 
k = 
(
PV – PV
0
)
/
[MBT], 
(2.24) 
где
PV
и [MBT] – средние величины пластической вязкости в мПа

с и ад-
сорбционно-обменной ёмкости бурового раствора, выраженные в кг/м
3
для рас-
сматриваемой серии замеров. 
Определение данного коэффициента с использованием нескольких пер-
вых замеров технологических свойств бурового раствора позволит в будущем 
судить о степени наработки бурового раствора в процессе углубления в интер-
валах, представленных слаболитифицированными породами, при условии со-
хранения концентрации химических реагентов в буровом растворе на 
оптимальном уровне. На основании вышеизложенного рекомендуется исполь-
зовать при бурении в слаболитифицированных глинистых породах исключи-
тельно растворы, которые можно условно принять за безглинистые, либо в ряде 
случаев малоглинистые системы, не допуская значительного перехода их со-
стояния в инкубационный участок, который в большой степени может означать 
излишнее загрязнение бурового раствора коллоидной фазой. Применение же 
описанной методики позволяет удерживать буровой раствор в стабильном со-
стоянии при минимальных затратах времени с высокой точностью прогнозиро-
вания состояния промывочной жидкости. 
Применение вышеизложенной методики позволяет осуществлять управ-
ление качеством бурового раствора в процессе бурения скважины с целью под-
держания стабильности и общего качества системы при минимизации рисков 
возникновения аварий и осложнений.