Промывочные жидкости, применяемые для профилактики осложнений в уплотненных глинах

Наиболее эффективными буровыми растворами для промывки скважин в глинистых набухающих и диспергирующихся горных породах являются растворы на нефтяной основе (РНО).

Нефть и ее производные - неполярные жидкости нейтральны по отношению к полярным глинистым частицам и поэтому, не способны вызывать их набухание и диспергирование.

Однако, буровые растворы на нефтяной основа при бурения скважин на твердые полезные ископаемые не применяют, весьма редко их применяют и при бурении на нефть и газ (в большинстве случаев по продуктивным пластам). Объясняется это рядом причин, в первую очередь, токсичностью.

Вследствие высокой токсичности буровые растворы на нефтяной основе относятся к экологически вредным веществам, попадая через скважину в водоносные пласты, растворы могут заражать грунтовые воды. Отходы буровых растворов при неправильной их утилизации могут губительно сказываться на растительности и животном мире.

Нефть и ее производные пожароопасны.

Буровые растворы на нефтяной основе создают антисанитарные условия на рабочем месте, вредно влияют на человека, создают опасные условия работы.

РНО существенно снижают механическую скорость и производительность бурения и т.д.

В связи с выше изложенным, несмотря на недостатки (в частности, способности насыщать горную породу водой) широкое распространение в практике бурения получили растворы на водной основе.

Рецептура применяемых растворов на водной основе изменялась в соответствии с эволюцией взглядов на их роль и функции в процессе бурения.

До тридцатых годов в осложненных условиях применялись преимущественно необработанные глинистые растворы. Появились работы по стабилизации стенок скважин. Однако для неустойчивых глинистых пород растворы оказались малоэффективными. Основной причиной набухания, размокания и обрушения пород исследователи считали высокую водоотдачу буровых растворов [10]. Поэтому основное внимание при приготовлении буровых растворов для промывки скважин в глинистых породах уделяли их малой водоотдаче и высокой вязкости. Термины "сохранение устойчивости" и "снижение водоотдачи" считали синонимами (Г.Ф. Паус). В 1934-36 гг. B.C. Барановым и З.П. Буксом для снижения водоотдачи глинистый раствор предложено обрабатывать препаратами типа УЩР (ТЩР) (табл.9.2).

Таблица 9.2

Промывочные жидкости, применяющиеся при бурении глинистых пород

Вид глинис-той породы	Название промы-вочной жидкости	Струк-туро-образо-ватель, %	Ингиби-тор диспер-гирова-ния горной породы, %	Разжи- житель, %	Активатор твердой фазы, %	Добавки (смазываю-щие пеногаси-тель), %
Твердые (устой-чивые) глинис-тые породы	Глинис-тый	Глина 10-20	-	Вода	-	Нефть-10 + графит-1 + смад-3
Гуммат-ный	Глина 8-10	-	УЩР	УЩР - 3-5 Na2О3-0.3-0.5	-
Лигно-сульфо-натный	Глина 8-20	-	ССБ 3-4	УЩР-0,5-1 NaOH-0.5-1	ПГ-0,5-1

В пятидесятых годах, начиная с работ А.Н. Динника, появилось новое физико-механическое направление. Основной причиной осложнений в глинистых породах считалась невысокая прочность горных пород. Под воздействием горного давления и напряжений в приствольной зоне, вследствие недостаточной прочности пород, происходит их обрушение. Для поддержания устойчивости стенок рекомендовалось использовать глинистые растворы повышенной плотности с высоким содержанием твердой фазы. Для снижения вязкости стали применять лигносульфонаты (табл. 9.2).

В семидесятых годах исследователями США доказано, что для бурения глинистых пород более эффективными являются буровые растворы с малым

содержанием твердой фазы. Для бурения устойчивых глинистых пород предложен ряд рецептур полимерглинистых и полимерных растворов (табл.9.3).

Таблица 9.3