CC BY
1
№ 12 (117)
A UNI
/ш. те;
UNIVERSUM:
технические науки
декабрь, 2023 г.
DOI -10.32743/UniTech.2023.117.12.16550
ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ МОНТМОРИЛЛОНИТОВЫХ И ГИДРОСЛЮДИСТЫХ ГЛИН УЗБЕКИСТАНА
Кадыров Абдусамик Абдувасикович
д-р техн. наук, проф., Национальный университет Узбекистана, Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: abdusamig@rambler.ru
Алиханов Борий Ботирович
докторант
Национального университета Узбекистана, Республика Узбекистан, г. Ташкент E-mail: alihanov@senat.uz
Кадыров Нодир Абдусамикович
доцент, доктор(DSc) Ташкентский государственный технический университет, Республика Узбекистан, г. Ташкент
PREPARATION OF DRILLING FLUIDS BASED ON MONTMORILLONITE AND HYDROMACEA CLAYS UZBEKISTAN
Аbdusamik Kadirov
Doctor of Technical Sciences, Prof National university of Uzbekistan, Republic of Uzbekistan, Tashkent
Boriy Alixanov
Doctoral research of the National University of Uzbekistan, Republic of Uzbekistan, Tashken
Nodir Kadirov
Doctor (DSc), docent Tashkent state technical university Uzbekistan, Republic of Uzbekistan, Tashken
АННОТАЦИЯ
В статье приводится разработка рецептуры бурового раствора на основе местных бентонитовых глин Узбекистана и отходов фосфорита. Приведены результаты исследований физико-химических свойств фосфогипса и бентонитовых глин, а также технологические свойства полученного бурового раствора.
ABSTRACT
The article describes the development of a drilling fluid composition based on local bentonite clays of Uzbekistan and waste from phosphorite. The results of a study of the physicochemical properties of phosphogypsum and bentonite clays, as well as the technological properties of the resulting drilling fluid, are presented.
Ключевые слова: буровой раствор, фосфоритовый фосфогипс, известь, бентонит, физико-химические свойства, нефтяная и газовая скважина .
Keywords: drilling fluid, phosphorite phosphogypsum, lime, bentonite, physical and chemical properties, oil and gas well.
Библиографическое описание: Кадыров А.А., Алиханов Б.Б., Кадыров Н.А. ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ МОНТМОРИЛЛОНИТОВЫХ И ГИДРОСЛЮДИСТЫХ ГЛИН УЗБЕКИСТАНА // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2023. 12(117). URL: https://7universum. com/ni/tech/archive/item/16550
№ 12 (117)
UNIVERSUM:
технические науки
декабрь, 2023 г.
В настоящее время в Узбекистане бурение разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин скважин осуществляется в глубинах 40005000 метров. Продуктивный пласт состоит из пористых карбонатов, верхние горизонты сложены пес-чанниками, известняками, мощными пропластками каменных солей, кварцем, брекчия и др.. По данным [1-5], для бурения этих зон необходимо использовать буровые растворы, преимущественно полученные с использованием монтмориллонитовых и гидрослюдистых глин.
В статье приводятся результаты разработки рецептуры буровой жидкости на основе монтмориллонитовых глин Навбахорского месторождения
(Навоийская область Узбекистана) и гидрослюдистых глин месторождения Шорсу (Ферганская область).
В качестве реагента утяжелителя (для увеличения удельного веса) буровой жидкости применялся отход химического завода производства минеральных удобрений.
За последние годы в Узбекистане промышленной разработке и освоению приняты Навбахорское месторождение глин в Навоийской области и месторождение Шорсу [1-7].
В табл. 1 представлены химические составы глин этих месторождений Состав бентонитов Навбахорского месторождения и Шорсуйской гидрослюдистой глины.
Таблица 1.
Химические доставы глин
Мнпмен«»!^!!!!^ минералов Сoдержaние сoединений, % нa aбс.с ух. в-вo
Бентониты Навбахор м7р Шлы^р -скит Навбахор м7р Гидрoслюдистaя глинa м7р Шорсу
щелoчнoй щелoчнo-земельный
SiO2 57,91 51,23 46,79 58,75
ТО2 0,35 0,61 - 0,91
Al2Oз 13,69 13,56 8,63 18,09
Fe2Oз %.10 6,50 - -
MgO 1,84 3,76 2,74 5,70
CaO 0,48 5,69 10,08 2,97
Na2O 1,53 0,98 - 0,39
ад 1,75 2,20 1,6 2,05
P2Oз 0,43 0,92 1,99 0,52
SOз 0,75 0,49 - 0,05
Fe2O - - 3,41 8,95
П.П.П. 16,17 14,06 24,33 15,72
Сумма 99,98 99,95 99,75 99,83
Химический состава глин изучали в Центральной лаборатории нерудного сырья Госкомгеологии Республики Узбекистан, где количественный состав двуокиси кремния ^Ю2) устанавливался методом коагуляции с использованием желатина, полуторных оксидов ^е203 и А1203) - комплексометриче-ским методом, оксида титана (ТЮ2) -колориметрическим способом, окиси кальция и магния (СаО и Mg0)-кoмплексoметрическим методом, окиси железа ^е0)-методом титрования, окиси калия (К20) и натрия (№20) методом пламенной фотометрии, оксида марганца (Мп0)-коллориметрическим методом.
Специфической особенностью Навбахорского месторождения состоит в том, что здесь одновременно добываются три вида глин с различным минералогическим составом: щелочной бентонит, щелочно-земельный бентонит и карбонатный-палыгорскит. В месторождении Шорсу добывается только гидрослюдистая глина.
Из табл. 1 видно, что щелочной и щелочно -земельный бентониты в основном различаются между собой содержаниями ТЮ2, Mg0, №20, К202 и др. Более существенные отличия в химическом составе наблюдаются между бентонитами и карбонатным палыгорскитом, где в последнем значительно меньше А1203, Si02, Mg0 и больше Са0 [ ].
В Навбахорском бентоните содержится более 70% монтмориллонита-высокодисперсного слоистого алюмосиликата, кристалло-химическое строен ие которого обуславливает наличие на его поверхности ионообменных катионов, определяющих его химические и физические свойства как минерала. Избыточный отрицательный заряд, компенсирующий обменные катионы межслоевого пространства монтмориллонита, обуславливают высокую гидро-фильность бентонитов. При затворении бентонита водой она проникает в межслоевое пространство монтмориллонита, гидратирует его и вызывает набухание. При дальнейшем разбавлении водой бентониты образуют устойчивую вязкую суспензию с выраженными тиксотропными свойствами.
Исследования показали, что Навбахорский бентонит является хорошим вязко-гелеобразователем и понизителем фильтрации в приготовлении буровых растворов.. Необходимо иметь в виду, что Са-глины прочнее связывают воду, чем №-глины, по величине энергии связи, т.е. по теплоте смачивания, являясь более гидрофильными. 0днако они не образуют диффузных двойных слоев столь большой толщины, как №-глины, а поэтому не обнаруживают пептизации частиц и дают компактную коагуляцию через тончайшие прослойки воды.
№ 12 (117)
UNIVERSUM:
технические науки
декабрь, 2023 г.
В таблице 2 приведен сравнительный химический состав бентонитовых глин основных месторождений республики: Каттакурганского (Самаркандская обл.), Шорсуйского (Ферганская обл.), Азкамарского и Навбахорского (Навоийская обл.)
Следует отметить, что из Навбахорского месторождения взяты две марки бентонита-ППД карбонатно-палыгорскитовая) и ПБГ (щелочноземельная).
Таблица 2.
Химический состав образцов бентонитовых глин различных месторождений
Содержание компонентов, вес. % Образцы бентонитовой глины различных месторождений
Азкамар Каттакурган Шорсу Навбахор
Марка ППД Марка ПБГ
SiOa 50,34 57,89 49,73 46,06 72,23
АЪОЗ 15,21 16,71 14,74 8,78 8,82
ГегОз 5,67 5,19 5,57 3,0 3,93
СаО 4,76 1,12 2,26 12,2 1,26
MgO 2,3 2,9 4,45 4,33 1,81
С02 3,41 <0,2 2,97 9,35 0,20
к2о 2,36 3,92 4,75 1,05 1,33
^20 2,31 1,68 2,15 0,75 1,12
s6з 1,48 <0,10 0,57 1,39 1,10
P2Os 0,13 0,14 0,1 0,77 0,50
ТЮ2 0,73 0,71 0,73 0,39 0,45
Ш0 5,42 6,17 3,80 6,0 4,37
Потеря при прокалке 15,89 8,92 14,5 20,9 7,36
Из таблицы 2 видно, что наилучший химический состав для приготовления буровых суспензий имеют бентонит (марка ПБГ) Навбахорского месторождения и гидросюдистая глина Шорсуйского месторождения.
Для получения качественных буровых растворов основными критериями являются: плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель и др. [8-12].
Известно, что буровой раствор должен обеспечить превышение гидростатического давления (над пластовым) столба жидкости в скважине глубиной до 1200 м на 10-15%, а для скважин глубиной выше
1200 м- на 5-10%, поэтому необходимы реагенты -утяжелители.
Нами взамен сульфата бария в качестве утяжелителя использовался отход производства фосфорной кислоты-фосфоритовый фосфогипс. Алмалыкского (Ташкентская область) завода фосфорных удобрений «Аммофос» Он состоит в основном из дигидрата сульфата кальция и других примесей. Фосфоритовый фосфогипс (ФФ) отличается высоким содержанием 8Ю2 что объясняется наличием большого количества кремнеземистых пород в исходном сырье.
Таблица 3.
Физико-химические свойства термообработанного фосфогипса
№ Температура обжига, 0С Нормальная густота, % Сроки схватывания, минут Предел прочности на сжатие, МПа
начало конец 2 час 1 сут 7 сут 28 сут
1 150 58 6 12 3,0 5,1 7,0 9,0
2 175 56 7 10 4,0 5,4 8,7 9,9
3 200 54 8 14 3,7 4,1 7,9 9,0
4 500 44 75 80 - 0,i9 2,5 3,0
5 600 44 72 85 - 0,8 2,0 3,0
6 800 40 79 105 - 1,2 2,1 2,9
7 1000 38 85 102 - 1,4 2,9
№ 12 (117)
UNIVERSUM:
технические науки
декабрь, 2023 г.
Основными примесями в фосфогипсе являются остатки фторкальцийфосфата, фторида кальция, фосфорной кислоты и ее соединений (среднего, двухзамещенного и монозамещенного фосфата кальция), кремнефториды, кремнегель, сульфаты алюминия, железа, редкоземельные элементы, серная кислота, щелочные соли)
В таблице-3 приведены физико-химические свойства термообработанного фосфогипса Алмалыкского АО «Аммофос». Как видно из таблицы, термообработка фосфогипса от 150 до 200 0С обеспечивает двухкратный рост предела прочности на сжатие затвердевшей водногипсовой пасты. Этот результат указывает на универсальность свойств фосфоритового фосфогипса, как утяжелителя буровых растворов и крепителя заколонного пространства буровой
скважины взамен тампонажного цемента. Нами проводилось изучение свойств утяжеленного бурового раствора стабилизированного водорастворимыми полимерными реагентами, ркзультаты которых приведены в Таблице 4.
Содержание основных компонентов в рецептуре буровом растворе следующие[13-16]:
Навбахорский бентонит: техническая вода взяты в соотношении 1:4
• Модифицированный крахмал взят в количестве 0,5-1% от общего обьёма
• Акриловый полимер Унифлок - 0,5-1,0%
• Акриловый полимер К-9 0,5-1,5%
• Фосфоритовый фосфогипс 2,0-8,0%
Таблица 4.
Регулирование параметров бурового раствора
№ Реагенты, % от объема Физико-химические параметры
Модиф. крахмал Унифлок К-9 Фосфорит овый фосфогипс Услов. вязкость Т500 сек. СНС, мг/см2 Водоотдача, см3 рН среды
1 мин 10 мин
1 Исходный глинистый раствор 20 16 34 15 8,5
2 0,3 - - - 40 12 18 10 9,0
3 0,5 - - - 45 14 24 9 8,5
4 - 0,5 - - 40 18 25 8 9,0
5 - 1,0 - - 44 17 32 10 9,5
6 - - 0,5 - 35 28 44 10 9,0
7 - - 1,0 - 40 16 30 8 9,5
8 - - 1,5 - 45 19 38 7 10
9 - - - 2.0 42 22 39 10 9,0
10 - - - 4.0 48 18 36 10 9,0
11 8,0 55 20 42 10 9,0
Из таблицы 4 видно, что наилучшие технологические параметры получены при стабилизации глинистой суспензии акриловыми полиэлектролитами Унифлок и К-9. Оптимальная добавка утяжелителя - фосфоритофого фосфогипса для получения бурового раствора с улучшенными реологическими и фильтрационными параметрами составляет 4-8%.
Основные выводы
1. В Навбахорском бентоните содержится до 70% монтмориллонита, что обуславливает высокую гидрофильность глины.
Список литературы:
1. Тошев Ш.0., Абдурахимов С.А., Максудов Р.К. Анализ химического
2. Тошев Ш.0., Абдурахимов С.А. 0собенности химического состава и коллоидно-химических свойств местных палыгорскитовых глин. Журнал химия и химическая технология, №4, 2010 г., С.10-12.
3. Симоненко Л.И. Регулирование реологических показателей буровых растворов в глубоких скважинах Текст. / Л.И. Симоненко, Л.Н. Сухогузов, Н.М. Уляшева, В.В. Дуркин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №11, 2003 С. 21-23.
4. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам.М.,Недра, 2004-490 с.
5. Мирзаев А.У., Черненко Г.В., Глушенкова А.И., Чинникулов Х. Сорбционные свойства бентонитовых глин Навбахорского месторождения. Узбекский химический журнал 1999 №5 -6, с.34-36.
2. Гидрослюдистая глина месторождения Шорсу при распускании в технической воде даёт устойчивую вязкую суспензию с выраженными тиксотропными свойствами.
3. Разработанная рецептура и состав глинистых суспензий включающая реагенты стабилизаторы в виде акриловых полиэлектролитов служат основой стабильных утяжелённых (фосфоритовым фосфо-гипсом) буровых растворов.
№ 12 (117)
UNIVERSUM:
технические науки
декабрь, 2023 г.
6. Тошев Ш.О., Абдурахимов С.А., Адизов Б.З., Базаров Г.Р. Составы и свойства композиционных глин Навбахарского месторождения. Композиционные материалы, Узбекский научно-технический и производственный журнал, № 4, 2011 г., С. 9-12.
7. Тошев Ш.О., Абдурахимов С.А., Адизов Б.З., Базаров Г.Р. Создание полиминеральных композиций из Навбахорских глин с целью получения термо-солестойких буровых растворов. Актуальные проблемы переработки нефти и газа Узбекистана, Ташкент - 2012, С. 188-196.
8. Ruda Т, Farrar J., Environmental Drilling for Soil Sapling, Яоск ^ring, ВогеИо1е ^gging, and Monitoring Well Installation. Practical Handbook of Environmental Site Charactrization and Ground-Water Monitoring. CRC Press, Taylor and Francis Group. Boca Ration, Florida. - 2006. pp. 297-344.
9. Плотность буровых растворов. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://mybiblioteka.su/2-49004.html -Загл. с экрана. (дата обращения: 07.12.2017).
10. Лесин, В.И. О физической природе степенной зависимости вязкости буровых суспензий от скорости сдвига Текст. / В.И. Лесин, С.В. Лесин // Нефтепромысловое дело, №1, 2004. С. 37-39.
11. Схема и принцип работы прибора СНС-2. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://mylektsii.ru/13-2394.html Загл.с экрана. (дата обращения: 08.12.2017).
12. Тошев Ш.О., Нуруллаева З.В., Хожиева Р.Б. Показатели физико-химических свойств буровых растворов, получаемых из глин Навбахарского месторождения // Научно-теоретический журнал «Наука и образование сегодня». - Москва, 2016. - №2 (3), - С. 16-18.
13. Шарафутдинов З.З. (2005). Создание реологических свойств буровых растворов, обеспечивающих безопасность процесса бурения. Записки Горного института, 164, 109- 113, 233.
14. ИсмоиловР.И.,Шералиева О.А.,КадыровА.А.. Регулирование реологических свойств буровых растворов, стабилизированных полиакрилатами и полисахаридом. Российская академия наук Электронный журнал Химическая безопасность Chemical Safety Science Том 4 № 1 июнь 2020. С.227-236.
15. Caenn R., Chillingar G.V. (1996). Drilling fluids: state of the art. Journal of Petroleum Science and Engineering, 14(3-4), 221 - 230. https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00051-8.
16. Булатов А.И. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: 2003 Недра.457с.
