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.