Article · May 2022 doi: 10. 32743/UniTech

 
Ключевые слова: ингибирующий раствор, полиэлектролит, буровой раствор, КМЦ, сополимер, акриламид, 
малеиновая кислота. 
Keywords: inhibitor solution, polyelectrolyte, drilling fluid, CMC, copolymer, acrylamide, maleic acid. 
________________________________________________________________________________________________ 
Введение 
Нарушение устойчивости стенок скважины, 
обусловленное 
наличием 
в 
разрезе 
высоколлоидальных 
глин, 
интенсивно 
гидратирующихся и диспергирующихся глинистых 
сланцев и их взаимодействие с водной фазой 
промывочных 
жидкостей, 
является 
основополагающей причиной осложнений и аварий 
эксплуатационного и разведочного бурения. С 
целью исключения выше указанных явлений, 
многие исследователи рекомендуют применять при 
бурении 
ингибирующие 
буровые 
растворы, 
включающие неорганические электролиты и 
полимеры [1]. 
Современные исследования в области разра-
боток состава и технологии применения ингибирую-
щих разновидностей буровых растворов основаны 
на 
ограничения 
процессов 
гидратации 
и 
диспергирования глинистых пород, составляющих 
стенки скважин. Эта задача может быть решена за 
счет использования растворов, позволяющих 
изменить обменный комплекс глинистых пород и 
капсулировать их полимерами. Применение таких 
буровых растворов требует дополнительных 
материальных затрат и оборудования. В связи с этим 
исследования 
по 
разработке 
рецептур 
ингибирующих 
буровых 
растворов 
и 
композиционных 
добавок 
к 
ним, 
приемов 
позволяющих регулировать их действие на 
глиносодержащих горных породах, являются 
актуальными и востребованными [2]. 
Одним из преимуществ глинистых буровых 
растворов состоит в том, что они в стволе скважины 
могут образовывать фильтрационную корку, 
препятствующая осмотическому перетоку водной 
фазы бурового раствора, под действием которой 
набухают глинистые составляющие горных пород. 
Свойства 
глинистой 
корки 
(проницаемость, 
липкость, 
толщина) 
зависят 
от 
химико-
минералогического состава самих глин и физико-
химических свойств полимерных реагентов и 
неорганических электролитов, вводимых в состав 
бурового раствора. Скорость электроосмотического 
перетока 
водной 
фазы 
зависит 
от 
электрокинетического 
потенциала 
двойного 
электрического слоя и вязкости водной среды, 
снижение которой осуществляется при совместном 
использовании 
полимерных 
реагентов 
и 
неорганических электролитов [3].
В 
настоящее 
время 
существуют 
многочисленные разработки, направленные на по-
вышение ингибирующих характеристик буровых 
растворов. Однако, ингибирующие реагенты не все-
гда отличаются повышенными стабилизирующими 
вязкости и фильтрации характеристиками и научные 
исследования не всегда освещают влияния ингиби-
торов набухания на соле- и термоустойчивость бу-
рового раствора и его др. технологических характе-
ристик. Поэтому целю исследований являлось уста-
новление ингибирующих характеристик различных 
реагентов, в том числе новых стабилизаторов буро-
вых растворов на основе сополимера акриламида и 
малеиновой кислоты [4] на коэффициент набухания.