Содержание химических соединений и дисперсный состав бентонитов и палыгорскита Навбахорского месторождения

Карбонатный палыгорскит НМ в буровом растворе довольно медленно повышает его вязкость и поэтому для увеличения вязкости бурового раствора после добавок карбонатного палыгорскита требуется некоторое время.

Нами изучены и другие, не менее важные технологические параметры буровых растворов, полученных на основе глин Навбахарского месторождения.

Литература

1. Городнов В. Д. Буровые растворы. - М.: Недра, 1985-206 с.

2. Литяева З. А. Глинопорошки для буровых растворов. М.: Недра, 1992-192 с.

3. Михеев В. Л. Технологические свойства буровых растворов - М.: Недра, 1979-239 с.

Содержание химических соединений и дисперсный состав бентонитов и палыгорскита Навбахорского месторождения Тошев Ш. О.1, Нуруллаева З. В.2, Хожиева Р. Б.3

1Тошев Шерзод Орзиевич / Toshev Sherzod Orzievich - старший преподаватель;

2Нуруллаева Зарина Валиевна / Nurullayeva Zarina Valiyevna - ассистент;

3Хожиева Рухсора Бахтиёровна /Hojiyeva Ruhsora Bahtiyorovna - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в этой статье рассмотрены химические соединения и дисперсный состав бентонитов и палыгорскитов Навбахорского месторождения. Ключевые слова: буровой раствор, глина, композиция, суспензия, бентонит, щелочной бентонит, щелочно-земельный бентонит, карбонатный-палыгорскит, палыгорскит, солестойкость.

Освоение новых месторождений глин и производство буровых растворов на их основе сопряжено с исследованием их физико- и коллоидно-химических свойств. За последние годы в Узбекистане промышленной разработке и освоению начато Навбахорское месторождение глин в Навоийское области [1].

Специфической особенностью данного месторождения состоит в том, что здесь одновременно добываются 3 вида глинистых минералов:

1) щелочной бентонит;

2) щелочно-земельный бентонит;

3) карбонатный-палыгорскит.

В табл. 1 представлены химические составы данных глин, которые определены по методам [2, 3].

Из табл. 1 видно, что щелочной и щелочно-земельный бентониты в основном различаются между собой содержаниями TiO2, MgO, Na2O, K2O2 и др. Более существенным отличием в химическом составе, наблюдаются между бентонитами и карбонатным палыгорскитом, где в последнем значительно меньше Al2O3, SiO2, MgO и больше СаО.

Известно, что в бентонитах содержится более 70 % монтмориллонита-высокодисперсного слоистого алюмосиликата. Кристаллохимическое строение 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 гидрофильность бентонитов. При затворении бентонитов 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. Данные бентониты считается хорошими вязко-гелеобразователями и понизителями фильтрации в приготовлении буровых растворов для бурения скважин.

Сегодня в Бухаро-Хивинском и Устюртском регионах Узбекистана бурение скважин нефти и газа осуществляется в засоленных пластах. По данным [3], для таких бурений целесообразно использовать растворы, преимущественно полученные с использованием палыгорскитовых глин (атапульгит), которые богаты СаО (табл.1).

Таблица 1. Содержание химических соединений в составе бентонитов и палыгорскита Навбахорского месторождения

Наименование соединении Содержание соединений, % на абс. сух. в-во

бентониты Карбонатный палыгорскит

щелочной щелочноземельный

SiO2 57,91 56,23 46,79

ТЮ2 0,35 0,61 -

А1Л 13,69 13,56 8,63

Fe2Oз 10 6,50 -

MgO 1,84 3,76 2,74

CaO 0,48 0,69 10,08

Ша20 1,53 0,98 -

К20 1,75 2,20 1,6

Р2О3 0,43 0,92 1,99

SO3 0,75 0,49 -

Fe2O - - 3,41

П.П.П. 16,17 14,06 24,33

Сумма 99,98 99,95 99,75

Карбонатный палыгорскит Навбахорского месторождения имеет больше крупных фракций, по сравнению с щелочным и щелочно-земельным бентонитами того же месторождения (табл. 2).

Таблица 2. Дисперсный состав и удельная поверхность щелочного, щелочноземельного бентонитов и карбонатного палыгорскита Навбахорского месторождения

Наименование глины Содержание фракций, % Удельная поверхность 103 м2/кг

менее 0,01 мм менее 0,1 мм Менее 1,0 мм

Щелочной бентонит Навбахорского месторождения (ЩБ НМ) 80,2 18,9 0,9 305

Щелочно-земельный бентонит Навбахорского месторождения (ЩЗБ НМ) 81,6 17,7 0,7 310

Карбонатный палыгорскит Навбохорского месторождения (КП НМ) 76,5 21,4 2,1 286

Литература

1. Аринушкина Е. Б. Руководство по химическому анализу почв. М:- 1970-360 с.

2. ШварценбахГ., ФлашкаГ. Комплекснометрическое титрование М.:- 1970-360 с.

3. Тарасевич Ю. И., Овчаренко Ф. Д. Адсорбция на глинистых минералах, Киев: Наукова Думка, 1975-351 с.

Основные технологические показатели и состав буровых растворов, полученных из глин Навбахорского месторождения Тошев Ш. О.1, Хожиева Р. Б.2, Нуруллаева З. В.3

1Тошев Шерзод Орзиевич / Toshev Sherzod Orzievich - старший преподаватель;

2Хожиева Рухсора Бахтиёровна /Hojiyeva Ruhsora Bahtiyorovna - ассистент;

3Нуруллаева Зарина Валиевна / Nurullayeva Zarina Valiyevna - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в этой статье рассмотрены технологические показатели и состав буровых растворов, полученных из глин Навбахорского месторождения и их композиций.

Ключевые слова: буровой раствор, глина, композиция, суспензия, бентонит, карбонатный палыгорскит, солестойкость, термо- и солеустойчивые буровые растворы.

Современное развитие добычи нефти и газа в Узбекистане зависит от получения и применения новых эффективных термо- и солестойких глинистых растворов при глубоком бурении скважин и прохождении соленосных отложений [1].

Использование различных минералов и их смесей в буровых растворах при разработке месторождений нефти и газа на Устюртском плато (Республика Каракалпакстан) показано, что набухаемость глин высокоминерализованных пластовой водой скважин высокая. Это приводит к частому ремонту и остановке буровой установки, отрицательно влияющей на себе стоимость данных работ [2].

Известные способы модификации глин и растворов на их основе, например, с использованием водорастворимых полимерных добавок не дают желаемого результата, из-за их деструкции при высоких (выше 200 0С) температурах в скважинах.

Открытие Навбахорского месторождения глин в Навоийской области позволило обеспечить многие отрасли экономики щелочным и щелочно земельным бентонитами и карбонатным палыгорскитом для адсорбционной очистки растительных и минеральных масел, а также парафинов и других углеводородов [3].

Известно, что применение эффективного бурового раствора способствует сохранению диаметра ствола скважины, близкого к номинальному диаметру долота, росту механической скорости, проходки на долоте и при этом оказывает минимальное влияние на изменение коллекторских свойств продуктивных пластов [2].

Полученные результаты представлены в таблице 1.