или ослабления их прочности обработкой реагентами-стабили­ заторами. Это иллюстрируется кривой на рис. 39, где на оси абсцисс приведены значения глиноемкости, а на оси ординат — добавка воды, необходимая для возвращения заданной вязко­ сти растворам, загустевшим от введения 1% глины сверх тога количества, которое допускает их глиноемкость.

Д ля разжижения раствора из низкоколлоидальной глины с глиноемкостью 40% необходимо 1,5% воды, а для раствора из высокосортного бентонита с глиноемкостью всего 5% необхо­ димо 20% воды. Наиболее эффективно регулирование глиноем­ кости химической обработкой.

Улучшенные глинистые растворы

Если в геологоразведочных организациях для приготовления растворов используются низкокачественные глины, глинистые растворы улучшают. Д ля этого используются реагенты общеулучшающего действия, главным образом кальцинированная сода, углещелочной и торфощелочной реагенты. Кальциниро­ ванная сода способствует процессу полной пептизации коллоид­ ной фракции, что выражается в повышении структурно-механи­ ческих свойств раствора и некотором снижении показателя фильтрации. УЩР и ТЩ Р стабилизируют глинистый раствор, что приводит к значительному снижению показателя фильтра­ ции и ухудшению реологических свойств. Обычно кальциниро­ ванную соду вводят одновременно с глиной, добиваясь тем са­ мым более полного извлечения активной составляющей твер­ дой фазы, а УЩР и ТЩ Р — после размешивания.

Концентрация реагентов зависит от качества воды и глины. Добавки Na2C 0 3 обычно не превышают 0,5%, содержание УЩР и ТЩ Р может доходить до 20%. В результате использования общеулучшающих реагентов глинистые растворы, даже из низ­ кокачественных каолиновых глин, могут иметь плотность 1,15— 1,18 г/см3, условную вязкость 22—25 с, водоотдачу до 20 см3, стабильность до 0,02 г/см3. Улучшенные глинистые растворы при необходимости могут подвергаться дальнейшей обработке реа­ гентами. Однако необходимо учитывать совместимость реаген­ тов.

Ингибированные глинистые растворы

Ингибированные растворы применяются при бурении неус­ тойчивых, самодиспергирующихся пород (глин, глинистых слан­ цев, аргиллитов, алевролитов). Цель ингибирования — сниже­ ние гидрофильное™ твердой фазы и способности ее к пептиза­ ции. При ингибировании возрастает глиноемкость растворов. Ингибирование осуществляют путем строго дозируемой коагу­ ляции, при которой структурообразование должно быть приоста­

новлено на определенном уровне, а пептизации и размокание сильно ограничены.

Ингибированные глинистые растворы обладают ингибирую­ щим эффектом по отношению к разбуриваемым породам, что выражается в крепящим эффекте и повышении вследствие это­ го устойчивости стенок скважины. Техника ингибирования за­ ключается в многокомпонентной обработке путем введения за­ щитных коллоидов, коагулирующих агентов, регуляторов pH, понизителей вязкости.

Химическая основа крепящего действия ингибированных растворов определяется главным образом способностью ионов ингибирующих электролитов вступать во взаимодействие с по­ родами глинистого комплекса, вызывать их коагуляцию, ион­ ный и неионный обмен, образовывать новые вещества и струк­ туры, более стабильные к агрессивным воздействиям дисперси­ онной среды и пластовых вод. В результате повышается связ­ ность и снижается набухаемость пород. Как правило, процесс этот носит объемный характер. Ингибированные растворы обыч­ но получают название по наименованию основного ингибирую­ щего компонента.

Крепящий эффект и повышение глиноемкости ингибирован­ ных растворов усиливается по мере добавок ингибирующего реагента, однако это приводит к росту коагуляционных процес­ сов в самом растворе, увеличивается показатель фильтрации, возрастает или понижается вязкость, теряется агрегативная устойчивость. Д ля стабилизации таких растворов используют реагенты с высокой защитной способностью — КССБ, КМЦ, окзил, ФХЛС, а также реагенты-понизители вязкости. Иногда удается ограничиться одним реагентом, который выполняет роль и стабилизатора, и разжижителя. Чаще всего это лигносульфонаты. В результате образуется многокомпонентная система, устойчивость и эффективность которой обусловлены определен­ ным соотношением компонентов. В процессе бурения свойства такого раствора могут изменяться, так как происходит взаимо­ действие с горными породами и пластовыми водами, что, в свою очередь, может потребовать добавок того или иного реа­ гента.

Хлоркальциевые глинистые растворы (высококальциевые) — глинистые растворы, содержащие в качестве основного активно­ го реагента хлористый кальций. В фильтрате таких растворов содержится от 800 до 5000 мг/л ионов кальция. Процесс взаи­ модействия ионов кальция с горными породами сопровождает­ ся образованием конденсационно-кристаллизационных структур, упрочняющих стенки скважины.

Обязательный компонент высококачественных хлоркальциевых растворов — известь, повышающая pH раствора и ускоряю­ щая ионный обмен. Кроме того, известь является дополнитель­ ным источником ионов кальция.

Оптимальное содержание компонентов определяется экспе­ риментальным путем и зависит от состава пород и условий бу­ рения. Например, одна из рецептур хлоркальциевого раствора* разработанная для бурения неустойчивых глинистых сланцев: 0,3—0,6% хлористого кальция, 0,1—0,15 извести, 0,1—0,3% сульфит-спиртовой барды, 1— 1,5% карбоксиметилцеллюлозы. Раствор имеет следующие параметры: плотность 1,1— 1,15 г/см3, вязкость 17—20 с, водоотдача 8— 10 см3, статическое напряжение сдвига — более 1 Па, рН = 6 -М 0 .

В практике разведочного бурения в качестве стабилизатора большее распространение получили простые составы хлоркальциевых растворов: 1—2% СаС12, до 10% КССБ. Могут такж е применяться стабилизаторы ХЛС и ФХЛС до 8% или КМЦ до 2% .

В процессе бурения содержание ионов кальция в растворе постоянно уменьшается. Они адсорбируются выбуриваемыми породами и стенками скважины, фильтруются в проницаемые пласты. Концентрацию кальция увеличивают добавками хлори­ стого кальция или извести.

При бурении в соленосных толщах хлоркальциевые раство­ ры насыщают каменной солью (до 180 кг на 1 м3 раствора). Но при этом резко увеличивается водоотдача. Понизить ее введе­ нием дополнительных добавок КССБ в этом случае не удается.

Хлоркальциевые растворы приготовляют в следующем по­ рядке. В заранее приготовленный раствор вязкостью 18—20 с сначала вводят расчетное количество КССБ, после перемеши­ вания в течение 10— 15 мин добавляют хлористый кальций. Удобнее вводить хлористый кальций в виде водного раствора. Добавление 1 кг/м3 хлористого кальция (в пересчете на твердое вещество) увеличивает содержание ионов кальция в фильтрате на 200 мг/л. Затем вводят понизитель вязкости и известь, пере­ мешивают все в течение 15—20 мин. Приготовленный раствор сливают в приемную емкость. При этом необходимо исключить условия, способствующие пенообразованию: лопасти перемеши­ вающих устройств должны быть полностью покрыты раствором, сливать раствор в приемную емкость надо с минимально воз­ можной высоты и т. д. Если эти мероприятия не исключают пенообразование, в раствор вводят пеногаситель.

Хлоркальциевые растворы можно приготовлять непосредст­ венно в процессе бурения при подходе к неустойчивому интер­ валу горных пород. Д ля этого все реагенты вводят в описан­ ном порядке в циркулирующий раствор с соблюдением правил химической обработки.

Известковые глинистые растворы — глинистые растворы, об­ работанные известью или портландцементом. Процесс обработ­ ки получил название известкования. Известковые растворы наи­ более эффективны при бурении в глинистых легко переходящих в раствор породах. Их особенность при правильной обработке —

небольшие вязкость и статическое напряжение сдвига при дос­ таточно высокой плотности.

Известковые глинистые растворы включают, кроме глины,

цепочки, состоящие из глинистых частиц, соединенных между собой катионами кальция. Вязкость глинистого раствора резко повышается, раствор теряет текучесть. Прочность связей в це­ почках невелика, и при перемешивании они рвутся, образуя короткие цепочки и агрегаты частиц, более крупные по сравне­ нию с частицами до введения извести.

Для снижения водоотдачи и предотвращения повторного возникновения длинных цепочек в глинистый раствор вводят химические реагенты, устойчивые к действию кальция, а также добавляют каустическую соду, которая понижает растворимость извести. При этом возникают только короткие цепочки и агре­ гаты частиц. Одновременно снижается гидрофильность частиц. В качестве понизителя вязкости в известковый раствор вводят обычно ССБ или КССБ.

Известь очень плохо растворяется в воде. Добавки щелочи уменьшают ее растворимость и соответственно загустевание глинистого раствора. Концентрация кальция в фильтрате изве­ стковых растворов находится в пределах 0,0075—0,15%. Так как содержание извести в известковом глинистом растворе до­ ходит до 2—2,5%, в растворе всегда есть нерастворимый ее из­ быток. По мере удаления из раствора ионов кальция этот избы­ ток постепенно переходит в раствор.

Ионы кальция постоянно удаляются из раствора в резуль­ тате либо ионного обмена, либо необратимого поглощения гли­ ной. Последнее приводит к снижению чувствительности глины и, следовательно, известкового глинистого раствора к солям и химическим реагентам.

жание растворимых гуматов в промывочной жидкости и восста­ навливает ее восприимчивость к обработке УЩР.

Известковые растворы обычно приготовляют в процессе цир­ куляции промывочной жидкости в желобной системе буровых установок. Предпочтительно введение реагентов в следующем порядке: ССБ, каустическая сода, известь. Конкретная рецепту­ ра известковых растворов определяется на месте работ. Напри­ мер, для некоторых районов Ставрополья оптимальной оказа­

яоземистый цемент. Стабилизаторами и разжижителями служат

минерализованных подземных вод, они сохраняют устойчивость при любых концентрациях хлористого натрия и сульфата каль­ ция.

вающая добавка (5—7% нефти или 1,5—2% смад-1); раствор имеет pH -9ч-9,5, этот показатель регулируется соответствующи­

дача 5— 10 см3, статическое напряжение сдвига 0,2— 1,4 Па. Алюминатные растворы готовят в перемешивающих устрой­

ствах либо в скважинах в процессе бурения. В первом случае в состав алюминатного раствора необходимо вводить пеногаситель. Обладая крепящими свойствами, будучи нечувствитель­

в сочетании с полимерами-полиакрилатами. Такая комбинация реагентов усиливает их ингибирующее действие, повышает фло­ куляцию выбуренной породы.

Ферросульфатные растворы представляют собой глинистые

ФХЛС. При бурении высокодисперсных глинистых пород в фер­ росульфатные растворы необходимо вводить разжижающие реа­ генты: лигносульфонаты (окзил), хроматы, бихроматы. Пониже­ ние вязкости при добавке лигносульфонатных реагентов осно­ вано на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Концентрация стабилизаторов определяется видом реагента. Так, ФХЛС вводится в количестве до 4%, КССБ — до 12%, КМЦ — до 1%. Лучше подбирать стабилизатор, который одновременно является и разжижителем.

Д ля замедления возможных процессов коррозии в раствор вводят 2—5% ингибиторов коррозии (лесохимические смолы, различные ПАВ), а для уменьшения износа бурильного инстру­ мента— смазочные добавки 5—7% нефти, 2—4% смад-1 и др.).

Состав раствора подбирается в соответствии с условиями бурения. Например, известен ферросульфатный раствор следую­ щего состава: 1,5% сернокислого железа, 7% КССБ, 2% окзила,

тами. Д ля улучшения смазочных свойств силикатных глинистых растворов в них добавляют 1—2% смад-1, или соапстока, или другой смазки.

Известны силикатные растворы, содержащие в качестве до­ полнительного ингибитора соли алюминия (до 0,5— 1% ), полу­ чившие название алюмосиликатных глинистых растворов. М ало­ глинистые силикатные растворы широко применяются для про­ мывки скважин при бурении с комплектами со съемным керноприемником.

Полимерные глинистые растворы — растворы с добавкой не­ больших количеств полимеров. Использование их основано на селективном действии полимеров. Последние стабилизируют коллоидный комплекс глинистого раствора, в то же время коагулируя (флокулируя) менее коллоидную фракцию выбурен­ ных пород. Полимерной обработке чаще подвергают бентонито­ вые растворы.

Водный раствор полимеров, даже малоконцентрированных, обладает структурой, поэтому введение полимеров позволяет получить оптимальные реологические и фильтрационные харак­ теристики глинистых растворов с содержанием гидратирован­ ной твердой фазы до 2—4% .

В полимерных глинистых растворах используются полиакри­ ламид (ПАА) и гидролизованные его разности РС-2 и РС-4, метас, гипан, реагенты К-4, К-9, М-14 и другие вещества в коли­ честве 0,05—0,5% в пересчете на сухое вещество.

Простейший состав полимерного глинистого раствора сле­ дующий: водный раствор ПАА 0,25%-ной концентрации, в кото­ рый введено 2—3% бентонита. Такой раствор имеет плотность 1,03 г/см3, вязкость 29—35 с, водоотдачу 5,5—8 см3 при высо­ кой стабильности и очистной способности, структурная вязкость его (17^-19) • 10-3 П а-с, динамическое напряжение сдвига 5— 8 Па.

Полимерные глинистые растворы обладают хорошими сма­ зочными свойствами, имеют пониженные гидравлические сопро­ тивления, низкое поверхностное натяжение фильтрата (до 2,4-10-2 Н/м), что благоприятно сказывается на буримости гор­ ных пород. Д ля усиления этих свойств в полимерные растворы вводят до 1% ПАВ. При использовании гидролизованных поли­ мерных реагентов дополнительно вводят 0,3—0,8% кальциниро­ ванной соды.

Механическая скорость бурения при использовании полимер­ ных глинистых растворов возрастает в 1,1—2 раза, абразив­ ный износ сменных деталей буровых насосов и турбобуров сни­ жается в 2—3 раза, стойкость породоразрушающего инструмен­ та возрастает в 1,5—2 раза, гидравлические потери в циркуля­ ционной системе снижаются на 15—20%, расход глины и реаген­ тов уменьшается в 3—4 раза.

Полимерный раствор готовят в перемешивающих устройст­ вах или на буровой установке в процессе циркуляции. Ж елае­

сти. Порода, слагающая стенки и забой скважины, гидрофобизируется, на ней и бурильном инструменте образуются смазоч­ ные пленки, препятствующие агрегированию частиц выбуренной породы и прихватам бурового снаряда. Кроме того, эмульсион­ ным глинистым растворам присущи и все прочие эффекты, вы­ зываемые ПАВ.

Эмульсионные глинистые растворы с небольшим содержа­ нием качественной глинистой фазы характеризуются следующи­ ми основными параметрами: вязкость 18—25 с, водоотдача 3— 7 см3, статическое напряжение сдвига 1—2,5 Па.

Нефть добавляется в глинистый раствор в количестве 8— 20%. С ее введением уменьшается глиноемкость раствора, по­ этому верхний предел ее содержания обусловлен требуемыми плотностью и вязкостью раствора при соблюдении оптимального эффекта гидрофобизапии.

Эмульгаторы нефти и дизельного топлива в растворе — как сама глинистая фаза, так и специально добавляемые реагенты. Так жак основным фактором стабилизации является механиче­ ский (прочностьповерхностных слоев глобул нефти),то опреде­ ляющий эмульгатор в эмульсионных глинистых растворах — глинистая фаза.

На устойчивость нефтеэмульсионного раствора существенно влияет состав нефтяной фазы. Повышенное содержание в неф­ ти высокомолекулярных асфальтенов и смол уменьшает ста­ бильность эмульсии. Таким образом, при достаточной концент­ рации и коллоидальности глинистой фазы с легкой нефтью можно получить нефтеэмульсионный раствор без химической обработки и добавки, специальных эмульгаторов.

Стабильность нефтеэмульсионных растворов повышается при химической обработке исходных глинистых растворов, а также при введении ряда реагентов одновременно с нефтью. Усиливай гидрофильность глинистого компонента, диспергируя и стабили­ зируя глинистые частицы, химические реагенты активизируют глинистую фазу как эмульгатор. Так действуют NaOH, N2C 03, УЩР, ССБ и КССБ, КМЦ и другие реагенты. Кроме того, за­ щитные реагенты дополнительно повышают устойчивость эмуль­ сий вследствие образования вокруг глобул высоковязких гидра­ тированных оболочек. Если стабильность эмульсионного глини­ стого раствора все-таки недостаточна и наблюдается отстой нефтяной фазы, добавляют 0,5—2% эмульгаторов: сульфонола, эмультала, Na-мыла, эмульсолов и др.

Нефтеэмульсионные растворы чаще приготовляют непосред­ ственно на буровых установках путем введения нефти и эмуль­ гаторов в желобную систему или во всасывающую линию буро­ вого насоса в процессе циркуляции. Расчетное количество нефти

иреагента должно быть введено за два-три цикла.

Вперемешивающих устройствах эмульсионный глинистый раствор с УЩ Р приготовляют следующим образом. Сначала за­ ливают требуемый объем УЩР, добавляют примерно 7з тре­