«Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса»

Анализ влияния различных ингибиторов на деформацию при набухании и время достижения устойчивого состояния бентонита

УДК: 622.24.063.2+622.248
DOI: -

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия

Ключевые слова: набухание, ингибиторы глин, деформация, буровые растворы, относительная вертикальная деформация, время устойчивого состояния

Аннотация:

Представлены результаты исследований по оценке влияния ингибирующих добавок на устойчивость глинистых пород при бурении. Применена аттестованная методика измерений времени устойчивого состояния при одноосном сжатии и относительной вертикальной деформации при набухании искусственных кернов в жидкой среде ФР.1.28.2022.41903. Исследования выполнены на искусственных кернах, изготовленных прессованием из необработанного бентонитового глинопорошка марки ПБН. Данный материал репрезентативен для верхних слоев глинистых отложений нефтегазовых месторождений, характеризующихся высокой активностью и ионообменной емкостью. Получены сравнительные данные по параметрам набухания и ползучести для образцов, контактирующих с дистиллированной водой, растворами солей хлорида натрия (NaCl), хлорида калия (KCl) и коммерческих образцов ингибиторов (сульфированный асфальт, частично гидролизованный полиакриламид (ЧГПАА), полигликоли и др.). Установлено, что растворы KCl, полигликоля, ЧГПАА и сульфированного асфальта демонстрируют лучшую ингибирующую эффективность, как существенно снижая деформацию набухания, так и замедляя разрушение образцов под нагрузкой.

Список литературы:

1. Мосин В.А. Устойчивость глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин. – М.: Люкс-СР, 2017. – 422 с.
2. ASTM D4546-14. Standard Test Method for One-Dimensional Swell or Collapse of Soils. – West Conshohocken, PA: ASTM International, 2016. – 10 p.
3. Roehl E.A., Hackett J.L. A Laboratory Technique for Screening Shale Swelling Inhibitor // 57th Annual Fall Technical Conf. and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME, New Orleans, LA, Sept. 26–29, 1982. – 1982. – DOI: 10.2118/11117-ms
4. Stephens M., Gomez-Nava S., Churan M. Laboratory Methods to Assess Shale Reactivity with Drilling Fluids: paper AADE-2009-NTCE-11-04 // 2009 National Technical Conf. & Exhibition, New Orleans, LA, Oct. 4, 2009. – URL: https://www.aade.org/application/files/8215/7303/4610/2009NTCE-11-04_Tech_Paper.pdf (дата обращения: 08.07.2025).
5. Балаба В.И. Оценка соответствия промывочной жидкости при бурении в глинистых отложениях // Тр. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2010. – № 3(260). – С. 54–63.
6. Леонов Е.Г., Пименов А.А. Влияние увлажнения на прочность и предельную глубину устойчивости глин (на примере кыновских глин Ромашкинского месторождения) // Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 6. – С. 18–24.
7. ФР.1.28.2022.41903. Методика определения времени устойчивого состояния при одноосном сжатии и деформации при набухании искусственных кернов в жидкой среде. – URL: https://fgis.gost.ru/fundmetrology/registry/16/items/1395889 (дата обращения: 08.07.2025).
8. Булах А.М., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Тестер линейных деформаций TLD-10. Инструкция по эксплуатации прибора. – М.: НИИЦ "Недра-тест", 2018. – 27 с.
9. Разработка воспроизводимой методики одноосного сжатия искусственных кернов для оценки ингибирующего действия буровых растворов / Е.В. Бойков, П.О. Гуськов, И.Н. Евдокимов [и др.] // Реагенты и материалы для стр-ва, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых скважин: пр-во, свойства и опыт применения. Экологич. аспекты нефтегазового комплекса: материалы XX Междунар. науч.-практ. конф., 7–10 июня 2016 г. – Суздаль: Аркаим, 2016. – С. 81–86.
10. Бачурин И.И., Берова И.Г., Лосев А.П. Анализ предела прочности искусственных кернов из глинистого материала // Деловой журн. Neftegaz.RU. – 2025. – № 6(162). – С. 24–28.
11. Галян Д.А., Кулагина Н.П., Корнеева В.П. Исследования процессов набухания глинистых пород // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 11. – С. 80–82.
12. Study of a Polyamine Inhibitor Used for Shale Water-Based Drilling Fluid / Tian Yuexin, Liu Xiangjun, Luo Pingya [et al.] // ACS Omega. – 2021. – Vol. 6, Issue 23. – P. 15448–15459. – DOI: 10.1021/acsomega.1c01936
13. Определение ингибирующих и консолидирующих свойств буровых растворов / А.М. Гайдаров, Г.М. Гереш, В.Е. Мясищев, Ю.М. Хуббатова // Науч.-техн. сб. Вести газовой науки. – 2019. – № 2(39). – С. 41–45.
14. Ингибирующие биополимерные буровые растворы / И.В. Грязнов, В.И. Балаба, В.П. Изюмский [и др.] // Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 4. – С. 34–37.
15. Совершенствование ингибирующих буровых растворов для условий Западной Сибири / В.И. Ноздря, В.И. Балаба, В.П. Полищученко, А.В. Курдюков // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 4. – С. 44–48. – DOI: 10.30713/1999-6934-2018-4-44-48