Скорость растворения галита в циркулирующих растворах

Таким обрапзом зксперементальные исследования показывают :

1)высокую эффективность буровых растворов на нефтяной основе, но в силу ряда отрицательных качеств, в первую очередь, высокой токсичности нефти и низкой механической скорости бурения (в 1,7-2,5 раза ниже, чем при бурении с соленасыщенными растворами) эти растворы не нашли широкого применения;

2) насыщать буровые растворы наиболее целесообразно той жe солью, что и перебуриваемая горная порода;

3) наиболее универсальными для насыщения раствора являются соли магния (бишофит, караллит, хлористый магний).

Они могут применяться как при бурении солей одновалентных, так и солей двухвалентных металлов. Добавки этих солей (10-15%) в растворы солей одновалентных металлов NaCl (KC1) понижают их растворяющую способность при бурении галита (сильвина).

Однако несмотря на высокую эффективность растворов на нефтяной основе их в силу ряда недостатков применяют очень редко.

Силикатные растворы

Малосиликатный раствор В.Д. Городнов предлагает использовать и для бурения соленосных отложений. Приготовленный по его рецепту раствор (3% бентонита, 26% поваренной соли, 5 % жидкого стекла, 0.9 % КМЦ-700) с использованием черногорского глинопорошка, показал высокую условную вязкость (60 с) и высокую водоотдачу (17 см³ / 30 мин), поэтому автором работы была проведена корректировка рецептуры - КМЦ-700 увеличено до 1,2%, содержание жидкого стекла понижено до 3 % (табл.13.9).

Достоинством этих растворов является возможность их использования не только при бурении солей одновалентных, но и солей двухвалентных металлов: бишофита, карналлита.

В результате взаимодействия жидкого стекла с ионами двухваленых металлов (Са, Мg) на стенках скважины образуется труднорастворимая пленка, предотвращающая растворение горной породы [18].

В этом случае раствор, по мнению В.Д. Городнова, поваренной солью насыщать не рекомендуется, а для нейтрализации ионов Са²⁺, Мg²⁺, поступающих в раствор, следует добавлять в зависимости от их содержания в буровом растворе: на 1 % CaCI₂ - 3,7% Na₂SiO₃ , на 1% MgCI₂ – 4,3% Na₂SiO₃.

Однако повышение содержания жидкого стекла и рекомендуемых добавок, ведет к сильному загущению раствора, поэтому автором (для нейтрализации агрессивного влияния кальция и магния на вязкость раствора) предложено использовать сульфат или карбонат натрия (табл.13.10), которые активно взаимодействуют с ионами, образуя нерастворимые соли:

Ca²⁺+Na₂CO₃®CaCO₃ +Na

Таблица 13.9

Зависимость малосиликатного раствора с использованием черногорского глинопорошка от концентрации КМЦ-700 и Na₂SiO₃

Состав, %	Свойства
Черногорский глинопорошок	КМЦ-700	Na₂SiO	NaCl	r, кг/м³	Т, с	1/10, Па	В, см3/30м
	0,9 0,9 1,2 1,5					2,3/3,6 3,2/6,4 5,0/9,6 2,0/6,0

В результате обработки силикатных растворов сульфатами и карбонатами натрия удалось значительно понизить вязкость и водоотдачу раствора (табл.13.10)

Таблица 13.10

Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов

Состав, %	Свойства
Черногорский глинопорошок	CaCl₂	КМЦ-700	Na₂SiO₃	Na₂CO₃	Na₂SO₄	T,c	В, см³/30 мин	1/10, gПа	рН
		1,5 1,5			- -			4,7/4,75 0,8	7,8
		1,5 1,5		- -
		1,5 1,5		- -				27/30 17/20
		1,5 1,5		- -				12/10 0/0

Лигниноглинистые растворы

На площадях Красноярского края значительная часть геологического разреза представлена соленосными отложениями, проводка скважин, в которых связана с возникновением осложнений.

Применение растворов на нефтяной основе (ВИЭР, ИБР) в силу вышеуказанных причин нецелесообразно, соленасыщенные глинистые растворы, стабилизированные полимерами обладают невысокими технологическими параметрами или требуют большого ассортимента дефицитных реагентов, силикатные растворы также требуют большого расхода реагентов на модификацию стенок скважин и нейтрализацию агрессивных двухвалентных катионов. Кроме того, при большой концентрации жидкого

стекла для понижения вязкости раствора требуются дополнительные затраты на его обработку.

Недостатки силикатных растворов и растворов на нефтяной основе вызывают необходимость совершенствования соленасыщенных буровых растворов.

Основные недостатки соленасыщенных глинистых растворов высокая водоотдача и низкие структурно-механические показатели.

С целью устранения этих недостатков делались попытки замены глины солестойкой твердой фазой (в том числе мелом, конденсированной твердой фазой, лигнином).

Особый интерес представляют растворы на основе суспензий активированного гидролизного лигнина, которые помимо высокой солестойкости обладают рядом других достоинств: хорошей закупоривающей способностью, сорбирующими по отношению к ионам поливалентных металлов свойствами, низкой материалоемкостью и себестоимостью.

В Красноярске только на биохимическом заводе в виде отходов получают десятки тысяч тонн сухого гидролизного лигнина в год, что полностью удовлетворит все потребности в сырье всех производственных объединений Сибири.

Активацией гидролизного лигнина впервые занимался В.Д. Городнов. Им установлено, что с увеличением рН активность (гидрофильность) и растворимость гидролизного лигнина возрастает: при рН = 10 она равна 76-79 % , при рН = 11 она увеличивается до 82-84 % , а при рН = 12 достигает

84-86 % .

Гидролизный лигнин тогда использовался в качестве понизителя вязкости

и рН силикатных растворов. В промывочную жидкость его вводили через ФСМ.

В цепях выявления возможности использования местного гидролизного лигнина и разработки рецептур для эффективной промывки скважин при

вскрытии соленосных отложений на площадях Красноярского края в Красноярском отделе бурения скважин ВостСибНИИГСиМС и Красноярском институте цветных металлов были проведены исследования с использованием гидролизного лигнина.

Активацию гидролизного лигнина производили следующим образом. В глиномешалку наливали воду и при включенной глиномешалке с небольшой частотой (10 об/мин) засыпали расчетное количество лигнина. Перемешанную в течение 10 мин суспензию подавали на дисковую мельницу с профилированной гарнитурой, осуществляли размол в течение 15 мин при зазоре между дисками 1 мм, затем в течение 25 мин при зазоре 0,3 - 0,06 мм. За 5 мин до окончания размола в суспензию вводили 5 % (по соотношению к сухому лигнину) каустической соды. Состав активированного лигнина: лигнин Классона - 69,7 %, трудногидролизуемые полисахариды - 24,6 %, растворимые вещества - 1,1 % , смолы и жиры - 2,8 % , зола - 1,42 % , гидроксильные группы - 9,7 %. Диаметр частиц лигнина 10-100 нм.

Для приготовления промывочных жидкостей в больших объемах гидролизный лигнин просушивали в специалъном вентиляторе с интенсивным электроподогревом и размалывали в стержневой мельнице. Размалывание высушенного гидролизного лигнина в стержневой мельнице значительно повысило производительность подготовительных работ. Кроме того, активация щелочью сухого лигнина тонкого помола проводилась значительно интенсивнее и в более короткие сроки.

На основе активированного щелочью лигнина готовили соленасыщенные буровые растворы. Данные о составе и свойствах растворов показаны в табл.13.11.

Соленасыщенные растворы на основе активированного лигнина имеют удовлетворительные технологические свойства, улучшенные по сравнению с растворами на основе черногорского глинопорошка (табл.13.11).

Однако и эти растворы оказались недостаточно совершенны. Как видно из табл.13.11, при малом содержании гидролизного лигнина (менее 3 %) растворы не имеют структуры, а при содержании гидролизного лигнина более 3 % растворы становятся весьма вязкими, что отрицательно сказывается на механической скорости бурения.

Таблица 13.Состав и свойства соленасыщенных растворов на основе активированного лигнина

Состав, % Свойства

Активированный лигнин NaOH КМЦ-600 NaCl Т, с В, см³/30мин 1/10, Па r, кг/м³

0,15 0,15 0,20 0,20 0,50 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 - 0/0 2,4/64 4,8/10 16/64 144/160

Для улучшения реологических показателей в раствор с малой концентрацией активированного лигнина добавили 3 - 5 % черногорского глинопорошка, а для удержания водоотдачи на низком уровне концентрацию КМЦ-600 увеличили до 1,5. Состав полученных растворов приведен в табл.13.12.

Из таблицы 13.12 видно, что полученные растворы обладают хорошими технологическими свойствами, в первую очередь вязкостью и структурно- механическими свойствами. Низкое содержание твердой фазы позволит повысить производительность бурения, а весьма малая стоимость структурообразователя ¾ понизить денежные затраты на приготовление раствора.

Таблица 13.12