9.2.6. Влияние горного давления на увлажнение глины.

В естественном состоянии глины в зависимости от горного давления и возможности оттока воды могут иметь различную степень уплотнения. При наличии возможности оттока воды с увеличением горного давления при одинаковых условиях увлажнение и набухание глины понижается. В контакте глины с раствором степень ее увлажнения и набухания определяется разностью объемных энергий глины и компонентов бурового раствора. Выражая объемную энергию через осмотические давления, эту разность можно записать в виде

, (9.18)

где p^r₀ - осмотическое давление глины, р^p₀ - осмотическое давление компонентов бурового раствора.

С удалением от стенок скважины вглубь массива горной породы р понижается вследствие действия горного давления p_r:

, (9.19)

С увеличением горного давления влажность глины понижается (рис.9.2)

Рис.9.2 Влияние внешнего давления на влажность К₂ глинистых образцов в дистиллированной воде.

Однако понижение давления р, и понижение влажности, будут ограничиваться некоторыми пределами.

Глинистые частицы, как мы отмечали, адсорбируют вокруг себя воду в виде тонких (расклинивающих по Дерягину) пленок. Прочность связей воды с частицами (пленок адсорбированной воды) достигает сотен и даже тысяч мегапаскалей. Поэтому даже при значительном горном давлении влажность глин остается довольно высокой.

Рис. 9.3. Зависимость влажности глинистых образцов в растворе УЩР при различном внешнем давлении от концентрации УЩР: 1 - при давлении 0.01 МПа, 2 - при ., давлении 0,16 МПа, 3 - при давлении 3 МПа

По исследованиям В.Л. Михеева и В.И. Козлова [7], при внешнем давлении 25-30 МПа спрессованный образец биклянской глины в воде увлажнился до 32 % (К₂ = 0,32 см³/г) уже в течение первых 6 часов (рис.9.1).

По исследованиям В.Д. Городнова [18], при внешнем давлении 16 МПа полное увлажнение бентонита составило 50 % (К₂ = 0,5 см³ / г. рис.9.2).

Увлажнение образцов глины в растворах щелочных (рис.9.3) и нещелочных (рис.9.4) электролитов в закрытой емкости (при отсутствии возможности диспергирования глины) с увеличением давления (до некоторого предела) понижается.

Рис. 9.4. Зависимость влажности глинистых образцов в растворе CaCI₂ ; при различном внешнем давлении от концентрации СаС1₂ : 1 -при давлении 0,01 МПа, 2 - при давлении 0.03 МПа, 3 - при давлении 0,16 МПа. 4 при давлении 3 МПа

9.3. 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 вышеизложенным, 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

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