Ключевые слова: газожидкостные системы; бурение фирна, бурение в криолитозоне пропиленгликоль, децилгликозид, ксантановая камедь, пенообразование, низкотемпературное бурение, экологическая безопасность, керн
На современном этапе развития геологических исследований земной коры бурение скважин с отбором керна (колонковое бурение) является наиболее достоверным источником получения фактической геологической информации о горных породах.
Среди большого разнообразия способов бурения скважин с отбором керна, наиболее универсальным, производительным и отвечающим высоким требованиям по качеству получения кернового материала является механическое вращательное бурение горных пород. К мировому достижению в этой области можно отнести бурение скважин с использованием снарядов со съемным керноприемником (ССК) или по международной терминологии – «wire line drilling» [1,2]
Бурение скважин в Арктике и Антарктике подразумевает проходку скважин в зонах многолетнемерзлых пород и сплошных льдах, что во многих случаях приводит к специфическим осложнениям, связанных с растеплением горных пород сцементированных льдом, слипанием частиц породного и ледяного шлама или увеличением диаметра скважин при бурении в сплошных льдах [3,4]. С целью предотвращения описанных осложнений в мировой практике используются газообразные очистные агенты – сжатый воздух и газожидкостные очистные агенты (ГЖС), в жидкой фазе которых содержатся поверхностно-активные вещества (ПАВ). Наличие ПАВ в жидкой фазе ГЖС не случайно [5,6]. Молекулы ПАВ способны адсорбироваться на границе раздела фаз жидкость – твердое тело, что позволяет предотвратить осложнения в скважине в процессе бурения: слипание шлама; образование шламовых сальников и пробок, нередко приводящих к аварийным ситуациям. К другими положительными свойствами ГЖС с содержанием ПАВ относится образование пенной структуры потока очистного агента, который обладает пониженными значениями тепло- и температуропроводности [7,8,9]. Опыт бурения скважин в многолетнемерзлых породах с пенными очистными агентами свидетельствует о хорошей сохранности, как ствола скважины, так и образцов керна [10,11].
Однако существуют аспекты, требующие проведения специальных исследований, которые связаны с разработкой рецептур, как типа применяемых ПАВ, так и выбором жидкой фазы ГЖС. Это, прежде всего, относится к использованию газожидкостных очистных агентов в условиях Антарктиды, где любые работы, связанные с воздействием на окружающую среду контролируются международным протоколом по охране окружающей среды к Договору об Антарктике (Мадридский протокол, 1991).Согласно протоколу, все химические вещества, используемые при проведении работ в Антарктиде должны проходить международную экологическую экспертизу и соответствовать принципу «минимального воздействия» на окружающую среду.
Если сравнивать спиртовые, пропиленгликолевые и соленасыщенные системы, как антифризную основу, то пропиленгликоль выглядит наиболее рациональной основой для низкотемпературной буровой пены. Спирты действительно хорошо понижают температуру замерзания, но они более летучи и пожароопасны, поэтому такая система менее удобна и менее безопасна в работе [12,13]. Соленасыщенные растворы тоже позволяют избежать замерзания, однако высокая минерализация делает их менее подходящими для мерзлых пород, так как такие системы могут усиливать нежелательное воздействие на горную породу и обычно отличаются высокой коррозионной активностью [14,15]. На этом фоне пропиленгликоль является более сбалансированным вариантом: он обеспечивает антифризный эффект, при этом отличается меньшей испаряемостью, более высокой пожарной безопасностью и более мягкими эксплуатационными свойствами. Именно поэтому, для газожидкостной буровой системы пригодной для использования в условиях минимального воздействия на природную среду, его выбор выглядит наиболее обоснованным [16,17,18].
Выбор децилгликозида (ДГ) в качестве пенообразователя связан с его принадлежностью к неионогенным алкилполиглюкозидам, которые считаются более мягкими и экологически более безопасными ПАВ в сравнении с многими анионными, катионными и амфотерными системами.[19,20]
Накопленный опыт проведения буровых работ в Антарктиде с использованием снарядов со съемным керноприемником показал эффективность рассматриваемого способа отбора керна, но, одновременно выявил и ряд особенностей осуществления этой технологии [21].
К таким особенностям относится: использование специального породоразрушающего инструмента для бурения льда; использование незамерзающих очистных агентов при бурении в ледниках и многолетнемерзлых породах (ММП) [22,23].
В рамках настоящей статьи рассматриваются результаты лабораторных исследований по подбору рецептур экологически безопасной жидкой фазы газожидкостных очистных агентов, предназначенных для работы снарядами ССК в условиях Антарктики.
Методика приготовления газожидкостных систем
Приготовление жидкой фазы ГЖС. В дистиллированную воду добавляли расчетное количество ПАВ и перемешивали с небольшой скоростью для предотвращения вспенивания водного раствора децилгликозида и получения однородной смеси.
В полученный раствор добавляли расчетное количество пропиленгликоля с дальнейшим перемешиванием до его полного растворения в системе.
При приготовлении раствора, в составе которого планировалось использование ксантановой камеди в качестве загустителя, полимер добавлялся и растворялся в водном растворе ПАВ перед добавлением пропиленгликоля.
Содержание пропиленгликоля и децилгликозида варьировалось в системе от 10 до 50 об.% и от 1 до 5 об.% соответственно. Содержание ксантановой камеди составляло 0.1 мас.%.
После приготовления буровой раствор заливался в стеклянный цилиндр пеноанализатора DFA-100 (рисунок 1) и вспенивался воздухом с расходом 0,25 л/мин до образования столба пены высотой 150 мм.
РИСУНОК 1. Пеноанализатор DFA-100
При достижении заданной высоты столба пены вспенивание прекращалось, и прибор переключался на измерение параметров пенообразования, устойчивости пены и особенностей изменения ее структуры во времени.
Результаты и обсуждение
В данном разделе представлены результаты экспериментального исследования низкотемпературных газожидкостных систем на основе пропиленгликоля и децилгликозида.
На рисунках 2 и 3 приведены экпериментальные кривые, отражающие процесс разрушения пены во времени (скорость полураспада пены и размера ее пузырьков).
На кривых графика (рис. 2) видно, что с увеличением содержания пропиленгликоля скорость полураспада пены, во всех сериях увеличивается. Наиболее резкое увеличение скорости полураспада наблюдается в области низких концентраций пропиленгликоля, после чего скорость снижения столба пены становится менее выраженной. Это означает, что с ростом концентрации пропиленгликоля пена быстрее теряет свой объем, то есть ее объемная устойчивость ухудшается. Одновременно на графике рис.2 видно влияние на скорость полураспада пены концентрации децилгликозида: при концентрации ДГ в жидкой фазе ГЖС равной 1%, значения скорости полураспада минимальны, а при 5%– максимальны. Следовательно, в исследованной системе повышение содержания ПАВ не приводит к увеличению объемной устойчивости пены. Одним из возможных объяснений этого может быть выход системы в область содержания ПАВ выше критической концентрации мицеллообразования, когда дальнейшее увеличение концентрации ПАВ уже не дает заметного выигрыша в стабилизации межфазной поверхности. В этом случае избыток ПАВ расходуется преимущественно на образование мицелл в объеме раствора, а не на дополнительное упрочнение пенных пленок, что может приводить к коалесценции системы, снижая общую стабильность пены.
РИСУНОК 2. Зависимость времени полураспада пены от изменения концентрации пропиленгликоля и ПАВ
График зависимости времени полураспада пузырьков пены от концентрации полипропиленгликоля (рисунок 3) показывает, что с увеличением содержания пропиленгликоля пузырьковая структура пены быстрее распадается. В отличие от скорости полураспада пены, этот показатель отражает не сохранение общего объема пены, а устойчивость ее внутреннего дисперсного строения. Поэтому он более чувствителен к изменениям, происходящим в межпузырьковых пленках и на границе раздела фаз. На графике рис.3 видно, что время полураспада пузырьков также уменьшается при увеличении концентрации ДГ от 1% к 5%. Это указывает на то, что рост концентрации ПАВ в данном случае не стабилизирует пузырьковую структуру, а, напротив, приводит к ее более быстрому разрушению. Такое поведение пены можно связать с тем, что устойчивость пузырьков определяется не только снижением поверхностного натяжения, но и состоянием адсорбционного слоя, его упругостью и способностью препятствовать утончению пленок. Если концентрация ПАВ становится избыточной, то дополнительное количество пенообразующего вещества уже не улучшает свойства межфазного слоя. В результате пузырьки быстрее укрупняются, коалесцируют и теряют исходную дисперсность. Таким образом, график времени полураспада пузырьков показывает, что в данной системе изменение состава влияет, прежде всего, на структурную устойчивость пены, и именно этот параметр оказывается наиболее чувствительным к увеличению содержания как пропиленгликоля, так и децилгликозида.
РИСУНОК 3. Зависимость времени полураспада пузырька от изменения концентрации пропиленгликоля и ПАВ
В качестве загустителя была выбрана ксантановая камедь, с которой приготавливались газожидкостные системы с содержанием децилгликозида 3 об. % и изменением содержания пропиленгликоля с 20 до 50 об. %.
Добавление полимера заметно увеличило время полураспада пузырька по сравнению с системой без полимера (рисунок 4). Это означает, что ксантановая камедь делает пузырьковую структуру более устойчивой и замедляет ее разрушение. Основная причина этой закономерности заключается в повышении вязкости жидкой фазы: жидкость медленнее стекает из межпузырьковых пленок и каналов Плато–Гиббса, а сами пленки дольше сохраняют свою толщину и целостность. В результате пена медленнее разрушается, дольше сохраняет строение и будет лучше удерживать частицы шлама в пенной структуре потока.
Также можно заметить, что с ростом содержания ППГ скорость полураспада пузырьков увеличивается в обеих системах, но в присутствии полимера этот показатель остается существенно ниже, что означает положительное воздействие ксантановой камеди на устойчивость системы.
РИСУНОК 4. Зависимость времени полураспада пузырька при изменении концентрации пропиленгликоля и полимера при постоянном значении концентрации ПАВ 3 об. %
На рисунке 5 показана зависимость изменения времени полураспада пены от содержания в растворе ППГ при добавках полимера и без них. Можно заметить, что введение полимера резко увеличивает время сохранения объема пены. Во всех исследованных точках система с ксантановой камедью значительно дольше удерживает не менее половины исходного объема пены, чем система без полимера. Это подтверждает выше высказанное предположение, что повышение вязкости жидкой фазы пены влияет не только на отдельные пузырьки, но и на поведение объема пены в целом. Более вязкая система медленнее дренирует жидкость, и, следовательно, медленнее теряет начальный объем. Чем дольше пена сохраняет объем и структуру, тем устойчивее она работает в условиях скважинной циркуляции и тем выше вероятность эффективного выноса шлама из скважины. При отсутствии полимера пена теряет объем заметно быстрее, что может приводить к более раннему осаждению выбуренной породы.
РИСУНОК 5. Зависимость времени полураспада столба пены при изменении концентрации пропиленгликоля и полимера при постоянном значении концентрации ПАВ, равном 3 об. %
Введение в жидкую фазу пены 0,1 мас. % ксантановой камеди привело к уменьшению начального радиуса пузырьков во всем исследованном диапазоне содержаний пропиленгликоля в сравнении с составом без полимера (рисунок 6). Это указывает на формирование более мелкодисперсной пены. Мелкие пузырьки создают более развитую поверхность раздела фаз, за счет чего возрастает структурная вязкость системы, увеличивается ее однородность и способность удерживать частицы породы и льда во взвешенном состоянии
РИСУНОК 6. Начальный средний радиус пузырька
Вывод
Полученные результаты показывают, что система на основе децилгликозида, пропиленгликоля и ксантановой камеди представляет практический интерес для разработки низкотемпературного газожидкостного бурового раствора. Пропиленгликоль в такой системе выполняет функцию антифризного компонента, децилгликозид обеспечивает пенообразование, а ксантановая камедь повышает вязкость и способствует увеличению устойчивости пены. Совокупность этих реагентов позволяет рассматривать данную композицию как перспективную основу для буровых пен, предназначенных для работы в условиях отрицательных температур. Планируется продолжить исследования в этом направлении, в частности провести оценку стабильности и реологических характеристик таких систем при отрицательных температурах, что позволит в полной мере оценить их пригодность для практического применения.
Литература
1. Шадрин, В. С. Современное состояние технологий колонкового бурения подледниковых горных пород / В. С. Шадрин, В. Я. Климов, А. В. Большунов // Науки о Земле и недропользование. – 2024. – Т. 47, № 3(88). – С. 342-355. – DOI 10.21285/2686-9993-2024-47-3-342-355. – EDN NDJVMD.
2. Coring Magazine . The Boart Longyear™ Genuine Q™ Wireline System. Issue 4, 2017, p.12r.
3. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas / Resources 2020, № 5, V 9, 2020. С 59 - 81
4. Предотвращение осложнений при бурении и эксплуатации скважин в многолетнемёрзлых породах, включающих газовые гидраты / Н. А. Романова, Р. Р. Гизатуллин, М. В. Двойников [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2023. – № 4(136). – С. 40-44. – EDN OKUZPN.
5. Обзор современных исследований газовых гидратов и ингибиторов гидратообразования для применения при освоении скважин / Г. В. Буслаев, А. Ю. Лаврик, Р. Р. Исламов, Б. Ш. Муслимов // Научный журнал Российского газового общества. – 2024. – № 2(44). – С. 16-25. EDN: QSVBXT.
6. Leusheva E, Morenov V. (2022). Effect of Temperature Conditions in Arctic Offshore Oil Fields on the Rheological Properties of Various Based Drilling Muds. Energies. 15. 5750. DOI: 10.3390/en15155750.
7. Кучин В.Н. Крепление скважин и разобщение пластов в интервалах залегания многолетнемерзлых пород: научно-методические основы / В.Н. Кучин, В.А. Сидоров, А.И. Коптева // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2025. – № 7(163). – С. 37-41. – EDN: XMTFRZ
8. Использование структурированной пены в качестве очистного агента при бурении газодобывающих скважин / А. В. Анциферов, В. А. Канин, Ю. А. Пивень, М. Д. Рожко // Труды РАНИМИ. – 2024. – № 4(42). – С. 37-49. – DOI 10.24412/2519-2418-2024-442-37-49. – EDN LHIRIM.
9. Gowida, Ahmed & Shah, Jimit & Elkatatny, Salaheldin. (2025). Foam systems for underbalanced and geothermal drilling: a critical review of stability challenges and research frontiers. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 16. 10.1007/s13202-025-02114-4.
10. Lalji, Sh. M. Study of Rheological Characteristics of a Water-Based Drilling Fluid in Presence of Biopolymers, Synthetic Polymer, and Modified Natural Polymer / Sh. M. Lalji, S. I. Ali, M. A. Khan // Petroleum Chemistry. – 2023. – Vol. 63, No. 8. – P. 906-916. – DOI 10.1134/s0965544123060178. – EDN XRICXU.
11. Research into mechanical modeling based on characteristics of the fracture mechanics of ice cutting for scientific drilling in polar regions / X. Lv, Zh. Cui, T. Wang [et al.] // The Cryosphere. – 2024. – Vol. 18, No. 7. – P. 3351-3362. – DOI 10.5194/tc-18-3351-2024. – EDN WNUSAK.
12. Яковлев, А. А. Анализ и обоснование выбора очистных агентов и технология их применения при бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород / А. А. Яковлев, М. В. Турицына, Е. В. Могильников // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13, № 12. – С. 22-32. – DOI 10.15593/2224-9923/2014.12.3. – EDN SMUEJB.
13. Zhao, Xin & Qiu, Zhengsong & Wang, Mingliang & Huang, Weian & Zhang, Shifeng. (2018). Performance Evaluation of a Highly Inhibitive Water-Based Drilling Fluid for Ultralow Temperature Wells. Journal of Energy Resources Technology. 140. 012906. 10.1115/1.4037712.
14. Influence of Drilling Fluid Temperature, Density, and Salinity on Borehole Stability in Permafrost Strata / Ya. Li, J. Shi, Q. Cui, L. Song // Processes. – 2025. – Vol. 13, No. 2. – P. 297. – DOI 10.3390/pr13020297. – EDN ZXLLLB.
15. Experimental study on ultra-low temperature drilling fluid in Arctic permafrost / Y. Zhang, Z. Qiu, X. Zhao [et al.] // Polar Science. – 2021. – Vol. 27. – P. 100645. – DOI 10.1016/j.polar.2021.100645. – EDN BYWWMT.
16. Jiang, Guosheng & Liu, Tianle & Ning, Fulong & Tu, Yunzhong & Zhang, Ling & Yu, Yibing & Kuang, Lixin. (2011). Polyethylene Glycol Drilling Fluid for Drilling in Marine Gas Hydrates-Bearing Sediments: An Experimental Study. Energies. 4. 140-150. 10.3390/en4010140.
17. Жигарев, В. А. Исследование влияния газожидкостных систем на скорость растепления многолетнемерзлых пород при бурении / В. А. Жигарев // Журнал Сибирского федерального университета. Серия: Техника и технологии. – 2025. – Т. 18, № 5. – С. 574-585. – EDN EOREBI.
18. Никитин, В. И. Моделирование проникновения фильтрата буровой промывочной жидкости в продуктивный пласт с использованием эмпирических моделей относительных фазовых проницаемостей / В. И. Никитин, К. С. Купавых, М. М. Агрелкина // Инженер-нефтяник. – 2024. – № S5. – С. 152-157. – EDN PQRBVX.
19. Geetha, Daz & Tyagi, Rashmi. (2012). Alkyl Poly Glucosides (APGs) Surfactants and Their Properties: A Review. Tenside Surfactants Detergents. 49. 417-427. 10.3139/113.110212.
20. Abushuhel, Mohammad & Priya, G. & Al-Hasnaawei, Shaker & Ray, Subhashree & Pal, Amrita & Sharma, Renu & Chauhan, Ashish & Amiri, Shayan. (2026). Decyl glucoside as a sustainable surfactant for cosmetic formulations: environmental stability under hardness, pH, and temperature variations. RSC Advances. 16. 1600-1611. 10.1039/D5RA08172F.
21. Lv, Xinyu & Cui, Zhihao & Wang, Ting & Wen, Yumin & Liu, An & Wang, Rusheng. (2024). Research into mechanical modeling based on characteristics of the fracture mechanics of ice cutting for scientific drilling in polar regions. The Cryosphere. 18. 3351-3362. 10.5194/tc-18-3351-2024.
22. Numerical Simulation Study of a Swirling Drill Bit Used for Ice Core Drilling / M. Wang, W. He, J. Cao, P. Cao // Journal of Marine Science and Engineering. – 2022. – Vol. 10, No. 2. – DOI 10.3390/jmse10020296. – EDN IFBZKG.
23. Talalay, P. G. Perspectives for development of ice drilling technology: Continuation of the discussion / P. G. Talalay, J. Hong // Annals of Glaciology. – 2020. – DOI 10.1017/aog.2020.81. – EDN BYWVMN.
