Технология буровых растворов

 
(3.6)
 
где Δ
H
р
,
 
Δ
H
в
– 
глубина увлажнения образца в растворе и дистиллированной 
воде. 
Чем ближе 
К
с
к единице, тем меньше исследуемый буровой раствор спо-
собен предотвращать первичную гидратацию глинистых образцов, связанную с 
капиллярной пропиткой. Следовательно, при значении 
К
с
больше единицы 
можно сделать вывод о том, что компоненты данного раствора ускоряют про-
цессы гидратации. Благоприятные условия для ингибирования гидратации глин 
создаются при значении 
К
с
 
значительно меньших единицы. 
В таблице 3.1 Представлены результаты исследований, проведенных с 
использованием буровых растворов на водной основе. 
Таблица 3.1 – Коэффициенты скорости увлажнения в буровых растворах
Составы растворов (плотность 1100 кг/м
3
) 
Коэффициент
увлажнения 
Бентонитовая суспензия 
0,85 
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида натрия 
1,00 
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида натрия + 0,05 % ПАА 
0,77 
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида магния 
0,77 
Бентонитовая суспензия + 2 % хлорида кальция 
0,77 
Бентонитовая суспензия + 3 % КССБ + 0,3 % КМЦ + 0,5 % КОН 
0,46 
Бентонитовая суспензия + 3 % хлорида калия + 3 % КССБ + 0,5 % 
КМЦ + 0,5 % КОН 
0,38 

---

70 
3.3 Оценка смазочной способности буровых растворов (прибор КТК-2) 
Одним из самых распространённых видов осложнений, а в некоторых 
случаях и аварий, является прихват бурильного инструмента. Необходимо от-
метить, что бурильная труба считается прихваченной, если её невозможно при-
поднять, опустить или вращать. 
Прихват бурильного инструмента может быть вызван несколькими раз-
личными причинами, обусловленными геологическими, технологическими и 
организационными причинами. К геологическим и частично к технологическим 
причинам можно отнести:
•
действие дифференциального давления; 
•
обвалы и обрушения горной породы; 
•
сужение ствола скважины; 
•
прихват инструмента в результате желобообразования; 
•
образование сальников на долоте. 
Большинство случаев прихвата вызвано действием дифференциального 
давления. Избыточное дифференциальное давление, возникающее на участке 
проницаемой зоны с низким давлением, может «вдавить» бурильную колонну в 
стенку скважины и вызвать её прихват (прилипание). На усилие прихвата кроме 
перепада давления влияет проницаемость призабойной зоны, толщина и струк-
тура фильтрационной корки, её адгезионные свойства по отношению к матери-
алу бурильного инструмента, время контакта между стенкой скважины и 
бурильным инструментом.
Одним из основных методов предупреждения прихвата бурильного ин-
струмента является снижение степени адгезионного взаимодействия и коэффи-
циента трения. Адгезионное взаимодействие в значительной степени зависит от 
фильности взаимодействующих поверхностей (горная порода – бурильный ин-
струмент или фильтрационная корка – бурильный инструмент), минералогиче-
ского состава горных пород и их пластичных свойств, материала бурильных 
труб и других. Значительную роль в проявлении негативных процессов играет 
состав бурового раствора. Например, излишнее увеличение содержания колло-
идной фазы приведёт к увеличению реологических характеристик (в частности, 
пластической вязкости) и показателя тиксотропии раствора, что может явиться 
причиной значительного ухудшения адгезионно-смазочных параметров буро-
вого раствора. На рисунках 3.5–3.7 представлены зависимости адгезионных 
свойств, коэффициента трения и липкости фильтрационной корки от изменения 
пластической вязкости вследствие повышения содержания коллоидного компо-
нента (рис. 3.8), полученные в результате лабораторных и промысловых иссле-
дований Лютиковым К. В. [12]. 

---

71 
Рисунок 3.5 – Зависимость показателя адгезии от пластической вязкости
безглинистого полимер-калиевого бурового раствора 
Рисунок 3.6 – Зависимость коэффициента трения безглинистого
полимер-калиевого бурового раствора от изменения пластической вязкости 
Рисунок 3.7 – Зависимость коэффициента липкости фильтрационной корки
от изменения пластической вязкости бурового раствора 

---

72 
Рисунок 3.8 – Зависимость пластической вязкости от концентрации коллоидной фазы 
в безглинистом полимер-калиевом буровом растворе 
Для исследования смазочных и адгезионных свойств бурового раствора ис-
пользуются устройства различного типа. Например, прибор с коаксиально распо-
ложенными цилиндрами, предложенный Р. Г. Ахмадиевым и И. В. Куваевым, и 
«Тестер предельного давления и смазывающей способности» фирмы OFITE 
(см. лабораторную работу 1.3). Для исследования липкости фильтрационной 
корки, толщина и свойства которой являются одной из основных причин при-
хвата бурильного инструмента в интервале проницаемых пород, используют 
специальные устройства, в частности прибор КТК-2.
Прибор выпускается в двух вариантах. 
Независимость от типа угломера принцип работы остаётся одинаковым. 
Ниже представлено схематическое изображение прибора КТК-2 и принцип его 
использования в оценке липкости фильтрационной корки. 
С механическим угломером
(рис. 3.9). 
Рисунок 3.9 – Внешний вид прибора КТК-2 с механическим угломером 

---

73 
С электронным угломером
(рис. 3.10). 
Рисунок 3.10 – Внешний вид прибора КТК-2 с электронным угломером 
Прибор (рис. 3.11) состоит из платформы 
1
, регулировочных винтов для 
выравнивания уровня 
2
, опоры наклонной планки 
3
, втулки 
4
, шарнира 
5
, 
наклонной планки 
6
, подъёмного винта 
7
, основания 
8
, цилиндра 
9
, угломера 
10
, риски (бывает различных конструкций) 
11
, неподвижной опоры 
12
, крепле-
ния угломера 
13
, крепления опоры 
14
. 
Рисунок 3.11 – Схема прибора КТК-2 

---

74