CC BY
159
УДК 662.243.063
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ КОМПЛЕКСАМИ КССК НА ТАЛНАХСКОМ РУДНОМ УЗЛЕ
А.Л. Неверов1, В.П. Рожков2, П.Н. Самородский3, Д.Д. Каратаев4, А.А. Неверов5
1,2,3 Сибирский федеральный университет, 660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79. 4ООО «Норильскгеология», 663330, Россия, Красноярский край, г. Норильск, а/я 889. 5Сибирский государственный аэрокосмический университет, 660014, Россия, г. Красноярск, пр. им. газеты «Красноярский рабочий», 31.
Рассмотрена актуальная задача по повышению эффективности сооружения скважин в сложных геологических условиях на Талнахском рудном узле комплексами КССК с использованием биополимерных безглинистых и малоглинистых силикатных растворов.
Дан анализ геологических особенностей Талнахского рудного узла, показано, что неустойчивость стенок скважин обусловлена минеральным составом материала, заполняющего трещины рудных зон и слагающего стенки скважин в осадочных толщах. Лабораторные исследования показали, что вмещающие горные породы представляют пористую смесь (0,1-5 мкм) кристаллических и аморфных минералов, во всех образцах присутствует монтмориллонит. Разрушение аргиллитов при взаимодействии с буровыми растворами на водной основе происходит за счет проникновения воды в микропоры и микротрещины, способствуя их раскрытию, гидратации глинистых минералов с образованием площадок скольжения и, как следствие, приводит к разрушению. Наличие тектонических зон снижает устойчивость пород вне зависимости от их минерального состава.
Проведены лабораторные исследования буровых растворов, содержащих силикат натрия, разработана технология приготовления растворов с добавками крахмала. Показано, что добавление жидкого стекла от 40 мл/л раствора благоприятно сказывается на сохранности хлоритовых образцов. На поверхности образца образуется нерастворимая силикатная пленка, которая препятствует гидратации образца. Визуальный осмотр показал, что фильтрат не проникает внутрь образца, что свидетельствует о взаимодействии силиката с катионами, в результате наблюдается естественная силикатизация хлоритов и монтмориллонита. Применение модифицированного крахмала позволяет контролировать фильтрационные потери совместно с жидким стеклом. Проявляется синергизм при содержании жидкого стекла от 80 до 100 мл/л раствора. Силикат натрия, как показали наши исследования, характеризуется отличной кольматирующей способностью, а хлорид натрия работает как ионный насос, засасывая в глинистую породу воду, что впоследствии приводит к повышению подвижности пород и осыпанию стенок скважины. Библиогр. 12 назв. Ил. 4. Табл. 3
Ключевые слова: аргиллит; гидратация; хлорит; мусковит; силикат натрия; устойчивость стенок скважины.
STUDY AND DEVELOPMENT OF MUDS FOR WIRELINE CORE DRILLING AT TALNAKHSKOE DEPOSITS
A.L. Neverov, V.P. Rozhkov, P.N. Samorodsky, D.D. Karataev, A.A. Neverov
Siberian Federal University, 79 Svobodny pr., Krasnoyarsk, 660041, Russia. Norilskgeologiya LLC, p/box 889, Norilsk, Krasnoyarsk Krai, 663330, Russia.
Siberian State Aerospace University, 31 Gazety Kranoyarsky Rabochii pr., Krasnoyarsk, 660014, Russia.
The article treats a relevant problem of improving the well construction efficiency in complex geological conditions at Talnakhskoye ore cluster by means of wireline core drilling using biopolymer clayless and thin clay silicate drilling muds.
Having analyzed the geological features of the Talnakh ore cluster it was showed that the instability of the borehole walls is determined by the mineral composition of the material filling the cracks in ore zones and composing the borehole walls in sedimentary strata. Laboratory studies have shown that the host rocks are represented by a porous mixture (0.1-5 цш) of crystalline and amorphous minerals. Montmorillonite was detec-ted in all the samples. The destruction of mudstones under the interaction with water-based drilling fluids takes
1Неверов Александр Леонидович, доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, тел.:
89232660624, e-mail: [email protected]
Neverov Aleksandr, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Well Drilling, tel.: 89232660624,
e-mail: [email protected]
place when water penetrates into micropores and microcracks, facilitating their opening, hydration of clay minerals with the formation of slip pads and, as a result, leads to their destruction. The presence of tectonic zones reduces the stability of rocks, regardless of their mineral composition.
Laboratory investigations of drilling muds containing sodium silicate allowed to develop the preparation technology for solutions with starch additives. Addition of liquid glass from the 40 ml/l of solution is shown to be beneficial for the preservation of chlorite samples. An insoluble silicate film formed on the sample surface prevents the hydration of the sample. Visual inspection showed that filtrate does not penetrate the sample. It is indicative of the silicate and cations interaction that results in natural silicification of chlorites and montmorillo-nite. The use of modified starch allows to control filtration losses and liquid glass. Synergism occurs if the content of liquid glass is from 80 to 100 ml/l of solution. Our researches showed that sodium silicate has an excellent bridging ability, whereas sodium chloride acts as an ion pump, sucking into argillaceous rocks everything that later leads to the increase in the mobility of rocks and shattering of the borehole walls.
12 sources. 4 figures. 3 tables
Key words: mudstone (argillite); hydration; chlorite; muscovite; sodium silicate; stability of borehole walls.
Поиски богатых медно-никелевых руд на глубоких горизонтах и флангах Талнахского рудного узла (ТРУ) проводятся посредством бурения скважин комплексами со съемными керноприем-ными трубами (КССК) с полным отбором керна в сложных геологических условиях. При бурении скважин возникают проблемы, связанные с поддержанием стенок скважин в устойчивом состоянии.
С этой целью нами проводится исследование и разработка промывочных жидкостей для бурения комплексами КССК на ТРУ.
Состояние вопроса и краткая геологическая характеристика района. В геолого-структурном отношении ТРУ относится к юго-западному флангу Хараелахской мульды, рассеченной с севера на юг Норильско-Хараелахским глубинным разломом - основной ру-доконтролирующей структурой дифференцированных рудоносных интрузий норильского типа. Зона разлома сопровождается многочисленными интрузив-
ными телами, повышенным метаморфизмом пород и серией послеэффузив-ных сбросов незначительной протяженности и с амплитудой смещения от 2050 до 100-250 м, за счет которых образуется ряд ступенчатых блоков.
Для ТРУ характерно интенсивное проявление приразломной тектонической трещиноватости. Наиболее трещиноваты рассланцованные породы тунгусской серии, наименее - толстоплитчатые карбонатные породы девона. Ниже отметки 700 м руды и породы отнесены к удароопасным. По степени тре-щиноватости руды и породы ТРУ делятся на четыре категории - от слаботрещиноватых до раздробленных, характеризующихся средним размером ребра элементарного блока от < 0,2 до < 0,05 м. В осадочных породах чаще всего встречаются пологие трещины,в сплошных рудах - крутопадающие. Трещины чаще всего заполнены глинистыми минералами типа хлорита, гидрослюды, смешаннослойными образованиями. С приближением к разломам ко-
2Рожков Владимир Павлович, доктор технических наук, профессор кафедры технологии и техники разведки, тел.: (391) 2213055.
Rozhkov Vladimir, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Prospecting Technology and Equipment, tel.: (391) 2213055.
3Самородский Павел Николаевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры технологии и техники разведки, тел.: (391) 2132735, е-mail: [email protected]
Samorodsky Pavel, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Associate Professor of the Department of Prospecting Technology and Equipment, tel.: (391) 2132735, е-mail: maria s [email protected]
4Каратаев Дмитрий Давидович, начальник производственно-технологического отдела, тел.: 89134988269, e-mail: [email protected]
Karataev Dmitry, Head of the Production and Technology Department, tel.: 89134988269, e-mail: dd.karataev@,norilskgeology.ru
5Неверов Александр Александрович, магистрант, тел.: 89233064005, e-mail: [email protected] Neverov Aleksandr, Master's Degree student, tel.: 89233064005, e-mail: [email protected]
личество трещин увеличивается, образуя зону повышенной трещиноватости шириной равной 0,2-0,5 амплитуды смещения по данному разлому. Как правило, такие зоны асимметричны: мощность зоны в висячем боку нарушения в 3-8 раз больше, чем в лежачем. Зоны высокой или повышенной трещиноватости мощностью до 5 метров отмечены в кровле и реже в почве сплошных руд [9]. При бурении скважин основные осложнения возникают при бурении горных пород тунгусской серии, разведочнинской свиты и трещиноватых рудных зон. Анализ исследований, выполненных под руководством Б.Б. Кудряшова и А.М. Яковлева [7], показал, что неустойчивость стенок скважин связана со специфическим минеральным составом материала, заполняющего трещины рудных зон и слагающих стенки скважин в осадочных толщах. В работе рассматриваются результаты изучения отложений разведочнинской свиты и тунгусской серии. Разведоч-нинская свита (D1 rz) с незначительным размывом залегает на подстилающих породах и представлена чередованием пачек фосфоритоносных черных, серых, зеленовато-серых и коричневато-серых (до шоколадных) аргиллитов с линзами черных доломитов и известняков, включениями фосфоритов, в основании - по-лимиктовые песчаники. Мощность свиты 40-250 м. Тунгусская серия (С2-Р2) объединяет достаточно мощную толщу верхнепалеозойских угленосных отложений, с угловым и стратиграфическим несогласием залегающую на образованиях морского палеозоя и подстилающую вулканогенно-осадочный комплекс пермотриаса. Представлена алевролитами, аргиллитами, песчаниками с прослоями углей и конгломератов. В интервале глубин, соответствующем глубине залегания изучаемых отложений, естественная обводнённость практически отсутствует, что подтверждено бурением многочисленных скважин и особенно проходкой горных выработок на ТРУ.
Для уточнения вещественного состава были отобраны образцы керна из разведочнинской свиты (скважина ЗФ-56 №12, 13, 14, 15) и тунгусской серии (скважина ЗФ-53 №6, скважины ЗФ-56 №9, 10, скважины РТ-17 №20, 21). Исследование вещественного состава и строения пород разведочнинской свиты и тунгусской серии осуществлялось в КНЦ СО РАН и Институте горного дела, геологии и геотехнологий СФУ. Определение элементного состава проводилось на рентген-флюоресцентном спектрометре BRUKER S2 Ranger. Электронно-микроскопическое изучение и микроанализ выполнены на сканирующем электронном микроскопе Hitachi ТМ3000 с рентгеноспектраль-ным анализатором BRUKER X Flash 430 H. Порошковые дифрактограммы образцов отсняты на дифрактометре D8 ADVANCE фирмы Brnker. Микроскопические исследования в проходящем свете выполнены с использованием микроскопа Axioskop 40 A Pol. Спектроскопический и томографический анализы выполнены с помощью ЯМР микротомографа на основе Bruker AVANCE DPX 200. Для получения спектров по ядрам 1Н и томографических изображений образцы распиливались сухим пилением до параллелепипедов (20х20х30 мм). Для исследований взаимодействия с водой образцы помещались вертикально в контейнер с дистиллированной водой на глубину погружения 3 мм.
В табл.1 представлены результаты исследования отобранных образцов горных пород. По результатам микроскопического (оптического и СЭМ) и рентгенофазового анализов для аргиллитов разведочнинской свиты характерно преобладание мусковита (57-77 %), кварца (13-21 %), шамозита и монтмориллонита (здесь и далее: шамозит и монтмориллонит указываются совместно из-за наложения пиков, наблюдаемых при рентгенофазовом анализе 7-19 %), анортита (1-6,4 %).
Таблица 1
Минеральный состав изученных образцов по результатам рентгенфлюоресцентного и рентгенофазового анализа
Номер образца /глубина отбора, м Содержание мине] ралов,% Плотность, г/см3
Каль цит Кварц Мусковит Шамозит Пирит Доло-ломит Анортит
6/1016 0 27.6 64.2 6.3 0 0 1.8 2.783
9/886 2.1 26.5 64.4 5.6 0 0 0.6 2.778
10/898 0 8.3 63.9 3.4 0 20.8 2.5 2.845
12/927 0 21.1 59.8 11.7 0.96 0 6.4 2.843
13/949 0 19.3 57.8 19.3 0.17 0 3.4 2.84
14/954 0 17.6 66.4 13.2 0.63 0 2.2 2.836
15/962 0 13.9 77 7.2 0.65 0 1.3 2.812
18/1095 0.16 25.3 50.8 14.1 0 0 9.6 2.798
20/989 5.38 21.5 65.3 6 0.41 1.5 2.807
21/996 0.61 43 38.3 6.5 0 0 11.5 2.757
Примечание. Шамозит - глинистый минерал из (слоистых) силикатов.
Ориентировка слоистых силикатов (мусковит, шамозит, монтмориллонит) -субпараллельная слоистости, поэтому аргиллиты обладают пониженной устойчивостью к сдвиговым деформациям вдоль плоскости их ориентировки. Для отложений тунгусской серии по результатам микроскопического (оптического и СЭМ) и рентгенофазового анализов характерно преобладание мусковита (38-65 %), кварца (8-43 %), анортита (0,6-12 %), шамозита и монтмориллонита (6-14 %). Содержание углистого вещества составляет до 25 %. Алевролиты, аргиллиты и песчаники часто обнаруживают тонкое переслаивание. По результатам спектроскопического и томографического анализов все образцы разделены на три группы:
1. Водоупорные образцы - проникновение воды внутрь образца не об-
группы хлоритов, относящийся к подклассу листовых
наруживается на спектрах и на томографических изображениях, вода представлена в свободном (поры) и связанном состояниях (образец №20/989). Проникновение воды в данный тип образцов не происходит даже при длительном выдерживании (168 часов) в водной среде, эффективная пористость по остаточной воде Рост, находившейся в образце до пропитывания, совпадает с эффективной пористостью Р. Диапазон изменения Р для образцов первой группы составляет 1,2-1,6 %. При длительной выдержке в воде Р не изменяется в пределах погрешности эксперимента. На рис. 1-4 представлены некоторые ЯМР 1Н спектры, характерные для всей группы.
2. Пропитываемые образцы -проникновение воды внутрь образца обнаруживается на спектрах и на томо-
Рис. 1. Образец №20/989 до начала процесса пропитывания водой, Р = 1,6 %
а1ие
е+04
1
1 |
1
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ри
Рис. 2. Образец №20/989 после 168 часов выдерживания в воде, Р = 1,6 % за весь период выдержки
Рис. 3. Образец №15/962 до пропитывания водой, Рост = 1,6 %
Рис. 4. Образец №15/962 (70 мин после начала процесса, разрушение образца, доля свободной воды 1,2 %, доля гелевой воды 4,4 %)
графических изображениях, вода представлена в свободном (поры) и связанном состояниях (образец №6/1016). Однако содержание свободной воды в по-ровом пространстве здесь выше, образцы являются более рыхлыми. Эффективная пористость по остаточной воде лежит в диапазоне от 1,6 %. В отличие от первой группы, данные образцы пропитываются водой. При этом эффективная пористость может достигать 2,3-2,7 %.
3. Разрушаемые образцы - проникновение воды внутрь образца сопровождается набуханием и разрушением его целостности, вода представлена в свободном (поры), связанном и гелевом состояниях (образец №15/962). Диапазон Рост составляет 1,4-1,6 %. Однако
при пропитывании водой наблюдается интенсивное разрушение образцов в течение первых 30 мин. с расщеплением на тонкие длинные слои (образец №15/962). Разрушение также происходит и в концентрированных водных растворах солей №С1, через 4-5 ч. В отличие от образцов первой и второй групп, при пропитывании образцов третьей группы на ЯМР 1Н спектрах появляется небольшая по интенсивности третья компонента, которая представляет собой промежуточное состояние воды, характеризуемое по ширине линии как гелевое (поверхностно-связанное). Данный тип воды характерен для материалов, в которых происходит включение (связывание) воды в структуру (поверхность) со значительной потерей ее
подвижности, однако без образования жестких связей (как в связанном состоянии). Доля такой воды не превышает 4,4 % от общего количества (образец №15/962). Анализ лабораторных исследований показал, что образцы горных пород представляют пористую смесь (0,1-5 мкм) кристаллических и аморфных минералов. Во всех представленных образцах обнаружен монтмориллонит, способность к набуханию которого подтверждена дополнительными рентгеновскими исследованиями на нескольких исследуемых образцах. По оценкам весовая доля монтмориллонита составляет 1-10 %. Вода присутствует как в свободном, так и в связанном состояниях. Гидратация образцов 3 группы приводит к появлению третьего состояния, присутствующего в образце воды (помимо свободного и связанного), близкого по свойствам к воде в монтмориллонитовой глине.
Разрушение аргиллитов при взаимодействии с буровыми растворами на водной основе связано с их минеральным составом. Вода проникает в микропоры и микротрещины, способствуя раскрытию трещин, гидратации глинистых минералов с образованием площадок скольжения, и, как следствие, приводит к разрушению. Наличие тектонических зон снижает устойчивость пород вне зависимости от их минерального состава.
Лабораторные исследования и разработка буровых растворов для бурения комплексами КССК. Визуальный осмотр кернового материала и последующий лабораторный анализ показали, что на аргиллитах разведочнин-ской свиты и тунгусской серии имеются следы старых трещин или невидимые микротрещинки (открытая пористость). Время и высокое горное давление частично ликвидировали эти трещины, поэтому керн, поднятый на поверхность, кажется сплошным. При контакте с буровыми растворами на водной основе вода проникает в породу по порам и вдоль следов трещин, возникающее при
этом расклинивающее давление [3] разрушает адгезионную связь, и глинистая горная порода разрушается.
Аналогичный процесс протекает в скважине и дестабилизирует ее ствол. Поэтому гидратация пород на стенке скважины во многих случаях является главной причиной неустойчивости ствола или одним из способствующих ей факторов. Первой попыткой предупредить гидратацию было использование силикатных буровых растворов, которые состояли из силиката натрия и насыщенного раствора хлорида натрия. Эти растворы оказались настолько эффективными в отношении регулирования гидратации и диспергирования, что при разбуривании вязких глин на поверхности получали шлам с еще видными следами зубьев долота [3].
В.Д. Городнов [2] показал, что широкое использование водорастворимых силикатов позволило значительно повысить технико-экономические показатели бурения глубоких скважин. Буровые растворы на углеводородной основе с регулируемой активностью водной фазы лучше всего предотвращают гидратацию глинистых пород, но стоимость их высока, они экологически небезопасны. Кроме того, вследствие сравнительно высокой пластической вязкости и низкого предельного динамического напряжения сдвига способность таких растворов очищать ствол скважины хуже, чем у растворов на водной основе. Это является очень существенным недостатком буровых растворов на углеводородной основе, если в стволе происходит значительное увеличение номинального диаметра. Поэтому во многих районах для разбури-вания чувствительных к действию воды глинистых пород применяют буровые растворы на водной основе. При правильном подборе их рецептуры можно поддерживать удовлетворительную устойчивость ствола [3].
Одним из недостатков буровых растворов на водной основе является их способность диспергировать глинистые
частицы и буровой шлам, что ведет к размыву стенки скважины и накоплению выбуренной породы в буровом растворе. Хотя диспергирование тесно связано с набуханием, эти явления не идентичны. Например, в твердых литифици-рованных глинистых породах развиваются высокие давления набухания, но эти породы могут слабо диспергироваться. Указанные недостатки рассмотренных растворов способствовали все более широкому применению буровых растворов с низким содержанием твердой фазы или недиспергирующих растворов. В этих растворах, чтобы не допустить набухания и диспергирования глинистых минералов, используются полимеры и растворимые соли, а для предотвращения накопления выбуренной твердой фазы раствор подвергают интенсивной очистке в различных механических сепараторах. В эти растворы никаких понизителей вязкости обычно не добавляют, а рН поддерживают на таком низком уровне, который необходим для предотвращения коррозии. К числу наиболее широко используемых полимеров относятся производные целлюлозы, производные крахмала, сополимеры полиакриламида и акрилатов, а также ксантановая смола. В качестве жидкой фазы в этих системах применяют растворы хлорида калия, натрия или кальция. В работе [8] показано, что присутствие в глинистой системе электролитов разрушает структуру воды граничной фазы и она приобретает свойства объемной воды. Наблюдающийся при этом эффект повышения водопроницаемости глин оказывается тем более заметным, чем большая доля воды приходилась на граничную фазу.
В работах Б.В, Дерягина, Н.Н. За-хаваевой и А.М. Лопатиной на основании фильтрационных исследований показано, что электролиты, разрушая структуру воды, возникающую вблизи гидрофильных поверхностей, понижают ее вязкость в граничном слое.
3.М. Товбина экспериментально обнаружила, что при увеличении кон-
центрации электролита эффективные коэффициенты диффузии растворенных веществ резко возрастают. Это было особенно заметно, когда радиус пор в исследованных силикагелях был менее 30 А. Такой факт подтвердил выводы Н.Н. Захаваевой о том, что электролиты разрушают структуру воды в граничном слое.
При перебуривании интервалов поливалентных глин, контактирующих с солевыми растворами и ингибирован-ными буровыми растворами, происходит разрушение стенок скважины посредством осыпания довольно твердых обломков, в результате чего диаметр ствола увеличивается. При использовании чистых рассолов увеличение диаметра ствола принимает характер ка-вернообразования, поскольку чистая жидкость не создает достаточного давления на стенку скважины и перепад давления на элементе глинистого сланца (аргиллита) в стенке скважины очень мал. Обваливание ствола намного слабее, если буровой раствор содержит реагент, регулирующий фильтрацию, так как образующиеся трещины закупориваются глинистой коркой. Однако осыпание полностью не устраняется в связи с тем, что внутреннее давление на стенку скважины ограничивается разностью давлений, создаваемых столбом бурового раствора и пластовым давлением.
Кавернообразование и увеличение диаметра ствола часто имеют место в литифицированных глинистых горных породах древних геологических формаций, которые не содержат монтмориллонита. По наблюдениям Ченеверта, давление набухания со временем растет и в конце концов вызывает взрывопо-добное увеличение диаметра ствола. При бурении геологоразведочных скважин на ТРУ часто отмечали аналогичную картину - обвал происходил лишь через несколько часов после вскрытия глинистой породы. Одним из возможных путей решения проблемы гидратации глинистых горных пород является
регулирование физико-химических свойств бурового раствора, основанное на ионообменных процессах и химическом взаимодействии между компонентами глины и жидкости.
На предварительном этапе в лаборатории исследовали процесс адсорбции в зависимости от полярности растворителя (вода, спирт этиловый, глицерин) на монтмориллонитовой глине Таганского месторождения. В дистиллированной воде и 95 % спирте набухание составило 65 и 20 % в течение 74 и 162 часов соответственно (стабилизация не отмечена), в глицерине оно практически не наблюдается, что позволяет делать вывод о том, что если в растворе содержится вода, то процесс гидратации глины неизбежен без соответствующей кольматации. Известно, что на процесс гидратации оказывает влияние также ионный обмен и в особенности природа катиона [10, 11]. Так, большинство исследований посвящено именно катион-ному обмену как фактору, оказывающему наиболее сильное воздействие. Межслойное набухание делает доступными обменные катионы, а величина обменной емкости зависит от природы обмениваемого иона. Чем выше заряд катиона, тем сложнее ему обмениваться и тем легче его способность замещать другие ионы.
По своему действию на структуру воды все ионы делятся на две группы: структурирующие воду и разрушающие её структуру [6]. Вода - сильно структурированная жидкость вследствие распространенной сети водородных связей. Однако точная структура воды является до сих пор предметом изучения и дискуссий. Электролиты в воде диссоциируют на ионы, которые гидратируют-ся. Значительное электрическое поле возле ионов небольшого размера приводит к переориентации диполей воды, которые образуют гидратную оболочку ионов. Структура этой оболочки сильно отличается от исходной структуры воды, в частности, плотность воды в ней выше, чем в окружающем растворе. Та-
ким образом, такие ионы прочно удерживают водную оболочку и называются структурирующими.
Вследствие поверхностной диссоциации глинистых минералов в водной среде и образования вокруг каждой глинистой частицы так называемой «ка-тионной атмосферы» в системе глина -вода возникает мнимая полупроницаемая мембрана. Это объясняется тем, что диссоциированные катионы не могут выйти за пределы «катионной атмосферы», а молекулы способны проникать в обоих направлениях, т.е. из катионной атмосферы в жидкость в объеме и из последней в катионную атмосферу. Это обстоятельство создает условия для одностороннего перемещения молекул воды через катионную атмосферу глинистой мицеллы, вследствие чего в гид-ратно-ионном диффузном слое возникает осмотическое давление [8, 12].
Известно [4], что в растворе молекулы растворителя и растворенного вещества находятся в состоянии беспорядочного теплового движения и благодаря взаимной диффузии происходит уравнивание концентрации в любой точке раствора. Практика показала, что силикатные буровые растворы эффективно повышают устойчивость стенок скважин, предотвращают обвалы и осыпи, в некоторой степени защищают забойные бурильные инструменты и обсадные колонны от коррозии [1]. Жидкие стекла являются эффективными де-флокулянтами, иначе говоря, в водных дисперсных системах они способны пептизировать крупные механические агломераты в мелкие частицы и таким образом снижать вязкость некоторых суспензий. В качестве дефлокулянтов растворы силикатов натрия или калия широко используются при бурении нефтеносных и газовых скважин в составе буровых растворов.
И в зарубежной, и в отечественной нефтегазодобывающей отрасли разработан целый спектр эффективных и экологически безопасных буровых растворов на основе жидкого стекла [5]. В водных
растворах поликонденсация силикатных ионов приводит к формированию частиц SiO2 нанодисперсных размеров; в кислой среде такие первично сформированные частицы объединяются в разветвленные цепочки, которые образуют сетку геля, пронизывающую водную фазу по всему объему. В слабощелочной среде и в присутствии электролитов частицы SiO2 объединяются в слабосвязанные между собой агрегаты, образуя рыхлые осадки. Наиболее широкое распространение в промышленности имеют жидкие стекла - растворы силикатов натрия и калия, силикатный модуль которых находится в пределах 2,5-4 при плотности растворов от 1,3 до 1,45 г/см3.
Методика исследований, материалы для приготовления буровых растворов. Параметры приготовленных буровых растворов оценивались по методикам, изложенным в международных стандартах ISO 10414-1 и ISO 13503-1 на приборах фирмы OFITE (США). Реологические параметры измеряли на ротационном вискозиметре 900 модели, фильтрацию - на пресс-фильтре при комнатной температуре
Таблица 2
Параметры малоглинистых растворов для бурения КССК (состав: черногорский глино-порошок 3,5 масс.%, низковязкая ПАЦ-ЬУ-1масс.%) с добавлением жидкого стекла и биополимеров гаммаксана (рецепты 1-8) и флоксана (рецепты 9-15)
и давлении 0,7 МПа, рН растворов - на приборе швейцарской фирмы Seven Multi Toledo. Буровые растворы готовили в дистиллированной воде с добавлением химических реагентов, привезенных с ООО «Норильскгеология»: биополимеры ксан-танового типа (гаммаксан и флоксан), низковязкая и высоковязкая полианионная целлюлоза (Оснопак), глинопорошок марки ПБМБ (ОАО «Хакасский бентонит». Кроме этого, в работе использовали модифицированный крахмал «СКМ» и жидкое стекло плотностью 1,33 г/см3. В табл. 2, 3 представлены результаты исследований малоглинистых и безглинистых растворов. Технология приготовления малоглинистых растворов с добавлением жидкого стекла: в дистиллированную воду засыпали при перемешивании 3,5 масс.% глинопорошка и перемешивали в течение 10-15 мин., далее добавляли низковязкую ПАЦ или модифицированный крахмал после полного растворения расчетного количества жидкого стекла и биополимера. Кроме этого, в рецептах 5, 6, 8 добавлен сульфированный асфальт,
Параметр раствора Номер рецепта
1 2 3 4 5 6 7 8
Добавки в раствор Гаммаксан, масс.% 0 0,3 0,3 0,3 0,45 0,4 0,45 0,45
Жидкое стекло (р=1,33г/см3), мл/1000 мл р-ра 20 50 75 100 100+ (BDF-490, 0,5%) 50+ (BDF-490, 0,5%) 100+ (КСС Б, 2%) 100+ (Clay-berPB 0,5%)
Рео-логи-че-ские параметры Модель Бин-гама PV, мПа.с 17,66 30,37 30,30 36,86 41,44 39,68 39,20 45,47
УУ,Па 6,99 7,14 6,95 9,63 13,34 11,01 11,19 13,88
G1, 4 3 3 3 5 4 4 5
G10 4 4 4 5 8 6 6 8
R2 0,995 0,982 0,982 0,984 0,977 0,984 0,981 0,978
Модель Оствальда де Ваале n 0,34 0,53 0,53 0,49 0,45 0,48 0,48 0,46
K 1,85 0,85 0,80 1,31 2,11 1,58 1,61 2,13
R2 0,915 0,999 0,999 0,998 0,999 0,998 0,999 0,997
рН 10,57 11,22 11,37 11,46 11,36 11,20 11,36 11,39
Фильтрация, см за 30 минут по API 15,2 7,0 7,0 7,0 5,2 6,0 5,0 5,8
Плотность, г/см 1,03 1,03 1,05 1,06 1,06 1,03 1,06 1,06
Примечание: РУ - пластическая вязкость, мПа.с; YP - динамическое напряжение сдвига, Па; в1- статическое напряжение сдвига через 10 секунд, Па; в10 - статическое напряжение сдвига через 10 минут, Па; Я2 - коэффициент корреляции; п - показатель нелинейности в степенной реологической модели; К -консистенция бурового раствора, мПа*сп ; рН - показатель ионов водорода.
Окончание табл. 2
Параметр раствора Номера рецепта
9 10 11 12 13 14 15
Добавки в раствор Флоксан, масс.% 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Жидкое стекло (р=1,33г/см3), мл/1000 мл р-ра 20 30 40 50 60 40+ (крахмал мод.1%) без ПАЦ 50+ (крахмал мод.1%) без ПАЦ
Рео-логи-че-ские параметры Модель Бин-гама PV, мПа.с 26,28 25,18 25,19 26,53 22,3 20,95 18,46
УУ,Па 6,03 5,84 5,96 5,98 5,17 6,09 5,13
G1, 3 2 2 2 2 3 2
G10 4 3 3 3 3 3 3
R2 0,982 0,981 0,981 0,983 0,983 0,989 0,981
Модель Оствальда де Ваале n 0,53 0,53 0,52 0,53 0,53 0,47 0,48
K 0,69 0,670 0,71 0,68 0,61 0,88 0,75
R2 0,999 0,999 0,999 0,999 0,999 0,999 0,999
рН 10,99 11,15 11,22 11,34 11,25 11,29 11,25
Фильтрация, см3 за 30 минут по API 9,0 8,4 8,4 7,6 8,0 6,2(глинистая корка<0,5мм плотная!) 6,5
Плотность, г/см 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03
в рецепт 7 КС СБ. В приготовленные растворы погружали образцы хлоритов, отобранные на скважине РТ-11 ТРУ (глубина отбора 1550-1565 м) и образцы (прессованные таблетки под давлением 41,37 МПа) из монтмориллонито-вой глины Таганского месторождения. Оценка сохранности образцов проводилась визуальным способом через 48 ч.
Выводы. Проведенные исследования позволили установить некоторые особенности разных видов растворов промывочных жидкостей при изменении их рецептуры.
Так, при исследовании малоглинистых полимерсиликатных растворов установлено:
1. Добавление жидкого стекла от 40 мл/литр раствора благоприятно сказывается на сохранности хлоритовых и глинистых образцов. На поверхности образца образуется нерастворимая силикатная пленка, которая препятствует гидратации образца. Визуальный осмотр показал, что фильтрат не проникал внутрь образца, что свидетельствует о взаимодействии силиката с катиона-
ми, в результате наблюдается естественная силикатизация хлоритов и монтмориллонита.
2. Глинистая корочка очень плотная и тонкая, особенно это проявляется наиболее выразительно при замене низковязкой ПАЦ на модифицированный крахмал.
3. Реологические параметры растворов удовлетворяют требованиям бурения комплексами КССК.
4. Повышение концентрации жидкого стекла в растворе более 40 мл/л раствора гарантирует получение более прочной силикатной пленки и более прочной глинистой корки.
5. Силикатные растворы ингиби-руют металл и защищают от коррозии в отличие от солевых растворов.
6. При применении силикатных растворов с содержанием жидкого стекла от 40 мл/л раствора необходимо обязательно смазывать резьбовые соединения керноприемной трубы.
7. К производственным испытаниям можно рекомендовать рецепты №5, 6, 7, 8, 14, 15.
Таблица 3
Параметры безглинистых растворов для бурения КССК с добавлением биополимеров гаммаксана (рецепты 1, 3, 5, 6, 9, 11, 13) и флоксана (рецепты 2, 4, 7, 8, 10, 12, 14)
Параметр раствора Номер рецепта
1 3 5 6 9 11 13
Состав раствора, масс.% Гаммаксан 0,5 0,5 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5
Крахмал 0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
Жидкое стекло (р=1,33 г/см3), мл/1000 мл р-ра 100 100 40 50 60 80 100
Реологические параметры Модель Бин-гама PV 9,3 39,5 23,07 30,66 27,17 28,15 18,24
YP 7,3 17,87 8,00 7,95 12,74 10,03 8,66
G1 4 7 4 3 5 4 4
G10 5 8 4 3 6 4 5
R2 0,967 0,975 0,976 0,975 0,963 0,962 0,975
Модель Оствальда де Ваале n 0,30 0,43 0,50 0,51 0,43 0,51 0,42
K 1,93 2,75 0,92 0,98 1,89 1,05 1,40
R2 0,992 0,998 0,999 0,999 0,999 0,999 0,998
рН - 11,38 11,32 11,22 11,37 11,39 11,40
Фильтрация, см за 30 минут по API - 4,4 - 18,8* 12* 4,2 4,5
Плотность, г/см3 1,041,06 1,021,04* 1,02 1,02 1,03 1,031,1204* 1,041,06
Параметр раствора Номер рецепта
2 4 7 8 10 12 14
Состав раствора, масс.% Флоксан 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Крахмал 0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
Жидкое стекло (р=1,33г/см3), мл/1000 мл р-ра 100 100 50 60 70 80 100
Реологические параметры Модель Бин-гама PV 10,29 47,95 26,39 33,27 35,66 22,11 19,8
YP 7,78 19,64 13,17 16,01 15,23 7,4 7,07
G1 5 9 6 7 7 4 4
G10 6 10 6 8 8 4 4
R2 0,969 0,985 0,965 0,971 0,976 0,980 0,975
Модель Оствальда де Ваале n 0,31 0,44 0,42 0,42 0,44 0,50 0,49
K 1,99 2,96 2,13 2,57 2,31 0,86 0,84
R2 0,992 0,995 0,999 0,998 0,998 0,998 0,998
рН - 11,34 10,32 11,29 11,38 11,39 11,40
Фильтрация, см за 30 минут по API - 4,0 8,4* 10,0 10* 4,2 4,3
Плотность, г/см3 1,041,06 1,021,04* 1,02 1,03 1,03 1,031,04* 1,041,06*
Примечание: *рецепт № 6 - 17 мл фильтруется р труется раствор, 4,9 мл - фильтрат; рецепт № 9 - 11 10 - 6,5 мл фильтруется раствор, 3,5 мл - фильтрат.
При исследовании и приготовлении безглинистых полимерсиликат-ных растворов дополнительно использовали модифицированный крахмал, который добавляли для контроля фильтрации в количестве 2 масс.%. Техноло-
вор, 1 мл - фильтрат; рецепт № 7 - 3,5 мл филь-фильтруется раствор, 1 мл - фильтрат; рецепт №
гия приготовления безглинистых растворов: в дистиллированную воду (температура 30-50 °С) заливали расчетное количество жидкого стекла (плотность 1,33 г/см3) и засыпали при перемешивании 2 масс.% модифицированного
крахмала, после полного растворения добавляли биополимер 0,3-0,5 масс.%. Установлено:
1. При добавлении в раствор биополимеров наблюдается синергетиче-ский эффект, о чем свидетельствует повышение реологических параметров.
2. При добавлении в раствор 80100 мл/л раствора жидкого стекла фильтрационные потери составляют от 4,0 до 4,5 мл за 30 минут, образуется прочная фильтрационная корка.
3. При содержании жидкого стекла от 50 до 70 мл/л раствора в начальный период времени фильтруется раствор, а затем появляется фильтрат.
4. В приготовленные растворы с жидким стеклом погружали образцы хлорита. Практически во всех растворах образцы сохранились. На поверхности хлорита образуется нерастворимая силикатная пленка, которая предотвращает гидратацию образцов.
5. Применение модифицированного крахмала позволяет контролировать фильтрационные потери совместно с жидким стеклом. Проявляется синергизм при содержании жидкого стекла от 80 до 100 мл/л раствора.
6. Рецепты № 3, 4, 11, 12, 13, 14 отвечают требованиям для бурения с КССК в сложных горно-геологических условиях ТРУ.
Заключение
В результате проведенных исследований получены рецептуры буровых растворов с малым содержанием глинистой фазы (3,5 масс. %) и без таковой, в которых наблюдается сохранность хлоритовых и монтмориллонитовых образцов. Производственные испытания разработанных рецептов буровых растворов планируются (по согласованию с ООО «Норильскгеология») в период с августа по декабрь 2014 года при бурении скважин на ТРУ глубиной 1500 -1800 м. Силикат натрия довольно дешевый, обладает высокой теплопроводностью, но, в отличие от хлорида натрия, имеющего большую коррозионную способность, проявляет, напротив, ингиби-
рующие коррозию свойства. Кроме того, силикат натрия, как показали наши исследования, характеризуется отличной кольматирующей способностью, а хлорид натрия работает как ионный насос, засасывая в глинистую породу воду, что впоследствии приводит к повышению подвижности пород и осыпанию стенок скважины. Кроме того, понижение температуры замерзания не зависит от природы соли для одинаковых моляльных концентраций солей, а определяется только их содержанием в растворе.
Библиографический список
1. Брыков А.С. Силикатные растворы и их применение. СПб.: СПб ГТИ (ТУ), 2009. 54 с.
2. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. 229 с.
3. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / пер. с англ. М.: Недра. 1985. 509 с.
4. Дамаскин Б.Б. Электрохимия. М.: Химия, 2006. 672 с.
5. Корнеев В.И., Данилов В.В. Жидкое и растворимое стекло. СПб.: Строй-издат, 1996. 216 с.
6. Крестов Г.А. Термодинамика процессов в растворах. Л.: Химия, 1984. 272 с.
7. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных условиях. М.: Недра, 1987. 269 с.
8. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. М.: Недра, 1975. 212 с.
9. Опарин В.Н. Зональная дезинтеграция горных пород и устойчивость подземных выработок. Новосибирск: Изд-во СО РАН. 2008. 278 с.
10. Осипов В.И. Нанопленки адсорбированной воды в глинах, механизм их образования и свойства // Геоэкология. Инженерная геология. Гидро-
геология. Геокриология. 2011. №4. С. 291-305.
11. Осипов В.И. Внутрикристалли-ческое разбухание глинистых минералов // Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология. 2011. №5. С. 387-398.
12. Теоретические основы инженерной геологии. Физико-химические основы. М.: Недра, 1985. 288 с.
Рецензент кандидат технических наук, доцент Иркутского государственного технического университета А.И. Ламбин
