Игнибирование гидратации глинистых отложений (часть 2)

В рамках бурения скважин в глинистых породах одним из наиболее важных аспектов работы является понижение гидрофильности твердой фазы и ее способности к пептизации. Для этих целей применяются специальные составы – ингибиторы, которые обеспечивают строго дозированную коагуляцию, при которой структурообразование приостанавливается на необходимом уровне, а пептизация и размокание значительно снижаются.

Ингибирующие растворы повышают устойчивость стенок скважин за счет реакции ионов ингибирующих электролитов и глинистых отложений, слагающих стенки ствола. Однако не стоит считать, что на показатель устойчивости влияют лишь непосредственно ингибиторы. Помимо гидратации фильтратом бурового раствора и осмоса при контакте бурового раствора и поровой воды влияние на устойчивость стенок оказывают показатели тектонического и порового давления, а также так называемого бокового распора. На основе показателей градиента давления возможно определение необходимого показателя плотности для промывочной жидкости, способного компенсировать давление пород и пластовых флюидов.

Ингибирование гидратации глинистых отложений, противодействие диспергированию частиц глинистого шлама и набуханию пород сегодня обеспечивают три группы реагентов:

• Неорганические соли, которые не могут однако применяться с глинистыми растворами по причине того, что они провоцируют сильную коагуляцию коллоидной глинистой фазы, и не применяются при бурении интервалов выше отметки в 2000 метров.
• Соли органических одноосновных кислот, которые не оказывают коагулирующего воздействия, но отличаются более высокой стоимостью.
• Высокомолекулярные полимеры, которые, как правило, обладают способностью загущать буровой раствор.

Также можно разделить ингибирующие составы лишь по критерию органический/неорганический состав. Как описано выше, неорганические ингибиторы, являясь сильными коагулянтами, не могут использоваться с глинистыми буровыми растворами и в зонах залегания активных глин раннего литогенеза. Органические же несколько ниже по эффективности, поскольку образуемая ими сорбционная пленка более водопроницаема, а глинистая поверхность сохраняет способность к гидратации по причине того, что такие составы не влияют на заряд поверхности частиц.

Выбор рецептуры применяемого бурового раствора должен не только обеспечивать необходимую степень ингибирования гидратации, но и сохранять возможность проведения геологических и геофизических исследований.