Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении глинистых пород

Вид глинистой породы	Название промывочной жидкости	Структу рообразователь, %	Ингибитор диспергирования горной породы, %	Разжи житель,%	Активатор твердой фазы, %	Добавки (смазыва ющие пеногаси тель), %
Уплот- ненные низко-коллои-дальные глины	Полимерная	-	ПАА-0,2	-	-	-
Полимер глинистая	Глина 4-5	КМЦ (М-14, метас) – 0,4-0,5 ПАА-0,0125 -0,025	-	-	Нефть 10
Полимер глинистая хромлигно сульфанатная	Глина 4-10	КМЦ (М-14, метас) – 0,3-0,5	Окзил- 0,3-0,5 Na2Cr2O7- 0,05-0,1	Na2CO3- 0,3-0,5

 

 

В это же время развивается физико-химическое направление. Разрабатывается серия ингибирующих растворов (табл. 9.4)

Таблица 9.4

Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении высококоллоидальных уплотненных глин (ингибирующие промывочные жидкости)

Промывоч- ный раствор	Структу рообра зователь, %	Ингибитор диспергирования горной породы, %	Ингибитор разупрочне ния	Разжи житель, %	Активатор твердой фазы, %	Добав ка пенога сителя
Хлор- калиевый	Глина 5-10	КМЦ (М-14, метас, крахмал) 0,5-1 КССБ-3-5	KCl-3-5	-	KOH- 0.5-1	ПГ- 0,2-0,3
Известко вый	Глина 8-10	КМЦ-0,1-0,3 КССБ-4-2-3	Ca(OH)2- 0.3-0.5	ССБ-3-5	УЩР- 0,5-1 NaOH- 0,3-0,5	ПГ- 0,2-0,3
Гипсово-известко вый	Глина 8-20	КМЦ-0,3-0,5	Ca(OH)2- 0.2-0.3 Гипс-1,5-2	Окзил (ОССБ)- 0,5-1 Na2Cr2O7 -0,05-0,1	КОН- 0,2-0,3	ПГ- 0,3-0,5
Калиево-гипсовый	Глина 6-15	КМЦ-0,5-1	KCl-1-3 Гипс-1-1,5	Окзил (КССБ-4) 3-5	КОН- 0,5-1	ПГ- 0,2-0,3
Калиево-известко вый	Глина 6-10	КМЦ-0,3-0,5	Ca(OH)2-0,2-0,3 КСl-2-3	Окзил (КССБ-4) 3-5	КОН- 0,1-0,2	ПГ- 0,2-0,3

 

 

Основные направления выбора промывочной жидкости для бурения глинистых пород

Как отмечено выше, основной причиной осложнений при бурении глинистых пород является их гидрофильность и абсорбция ими воды (в результате взаимодействия полярной поверхности глинистых частиц с полярными молекулами воды). Интенсивность абсорбции зависит от объемной энергии глины (гидрофильности) и дисперсности глинистых частиц, а также пористости пород.

Таким образом понизить абсорбцию воды глиной можно тремя путями:

1- повышением объемной энергии компонентов бурового раствора;

2-гидрофобизацией стенок скважины неполярными жидкостями и полимерами;

3-нейтрализацией поверхности глинистых частиц катионоактивными электролитами.

Буровой раствор является дисперсной системой с водной дисперсионной средой и гидрофильной дисперсной фазой, представленной различными компонентами. Благодаря гидрофильности компонентов раствора, молекулы воды взаимодействуют с ними и образуют сложные структуры. С повышением объемной энергии гидрофильных компонентов (их концентрации и гидрофильности) повышается вязкость и СНС раствора, понижается водоотдача (количество свободных молекул воды), а значит, понижается количество воды, абсорбируемой породой, понижается количество глинистых частиц, диспергирующих в буровой раствор.

При равенстве объемных энергий глинистой породы и компонентов бурового раствора абсорбция воды породой прекратится.

Второй путь - снижение абсорбции глиной воды - не менее (a может быть, более) важный, особенно для уплотненных глин. Для гидрофобизации стенок скважин можно применять как различного рода полимерные растворы (ингибиторы диспергирования) так и специальные смазки. В результате гидрофобизации поверхности стенок скважин резко понижается набухание и разупрочнение глин, а главное, предотвращается их диспергирование.

Третий путь предупреждения гидратации глинистых пород - нейтрализация поверхностного заряда частиц катионактивными электролитами (ингибиторами разупрочнения). Буровые растворы, содержащие электролиты, получили название ингибирующих.

Вследствие того, что при наличии в растворе катионоактивных электролитов (особенно с большим зарядом) возрастает диспергирование глины, поэтому в ингибирующие растворы совместно с электролитами вводят полимеры.