Технология буровых растворов

Осмотический массоперенос 
Осмотический влагоперенос возможен не только в набухающих глинах, 
где разность концентраций ионов в межплоскостном пространстве и буровом 
растворе вызывает набухание породы, но и в литифицированных породах (гли-
нистый сланец, аргиллит, мергель). Основными условиями протекания этого 
процесса является наличие в поровом пространстве свободной или слабосвя-

---

59 
занной воды, а также полупроницаемой мембраны. При этом развивается осмо-
тическое давление, вызывающее либо набухание или разрушение, либо усадку. 
Можно с очевидностью утверждать, что любое повышение минерализа-
ции бурового раствора снижает интенсивность осмотического влагопереноса, а 
в присутствии полимерного реагента скорость гидратации уменьшается. 
Капиллярный влагоперенос 
Учитывая наличие у глин развитой системы микротрещин (трещинова-
тость может достигать 20 %), можно предположить возможность капиллярных 
процессов. 
Что касается размера пор и каналов породы, следует отметить, что по-
ступление жидкости в некоторые капиллярные и субкапиллярные каналы пла-
ста может быть значительным, если величина избыточного давления будет 
превышать величину капиллярного давления жидкости в этих отверстиях. При 
смачивании пористых тел в порах возникает заметное капиллярное давление. 
Капиллярные процессы связаны со смачиваемостью пород, поэтому они могут 
иметь место в сухих и слабоувлажнённых глинах. Капиллярное всасывание 
фильтрата бурового раствора приводит к возникновению дополнительного рас-
клинивающего давления, вызванного поверхностными силами, а также умень-
шает силы сцепления в горной породе. Капиллярные процессы и связанное с 
ним увлажнение пород, могут оказаться причиной в дальнейшем диффузионно-
осмотических перетоков. 
3.1 Исследование кинетики набухания глинистых пород 
Существующие методы оценки характера взаимодействия буровых рас-
творов с глинистой породой базируются на исследовании процесса гидратации 
по коэффициентам набухания, размокания и скорости увлажнения. Как отмече-
но выше, широкое распространение получил метод К. Ф. Жигача и А. Н. Ярова, 
учитывающий начальную пористость образца и объем иммобилизованной жид-
кости и оценивающий набухание по следующим показателям: коэффициент 
набухания 
К
,
 
степень набухания 
К
1
= К + 
1, коэффициент поглощения жидко-
сти 
К
2
, мл/г. Степень набухания 
К
1
показывает, во сколько раз увеличивается 
объём сухих частиц дисперсоида, а коэффициент 
К
2
– сколько жидкости набу-
хания связывает 1 г дисперсоида (глины). 
Дальнейшее развитие этот метод получил в работах В. Д. Городнова [7], 
давшего аналитическое решение оценки набухания и исследовавшего в огром-
ном диапазоне и сочетаниях набухание глин в различных электролитах, хими-

---

60 
ческих реагентах, температурах, давлениях; он ввёл понятия периода набухания 
τ
 
и средней скорости набухания 
w
ср
, определяемой как отношение 
К
2
/
Т
1
, т. е. от-
ражающей количество жидкости, поглощённой 1 г глины за единицу времени в 
среднем за весь период набухания. 
Большинство исследователей, модернизируя приборы и условия экспери-
мента, в конечном итоге определяют основные показатели набухания 
К
,
 К
1
,
 К
2
 
по методу К. Ф. Жигача и А. Н. Ярова. 
К. Ф. Паус и Р. Г. Ахмадеев производили исследование степени набухания 
по методике А. В. Васильева с использованием приборов, разработанных 
К. Ф. Жигачом и А. Н. Яровым, на глинистых образцах, приготовленных в специ-
альной фильтровальной камере. Оценку характера физико-химического воздей-
ствия различных жидкостей на глинистые породы проводили по давлению 
набухания и коэффициенту, количественно отражающему кинетику размокания – 
разрушения модельных образцов в водных растворах веществ [7]. 
В. Л. Михеев [12] разработал систему показателей, в которую входит и 
коэффициент набухания