Ингибирование глин при строительстве скважин
УДК: 622.06
DOI: 10.33285/0130-3872-2023-4(364)-28-34
Авторы:
ИВАНОВ ДМИТРИЙ ЮРЬЕВИЧ
1,
МАРУСОВ МАРК АНАТОЛЬЕВИЧ2,
МОЙСА ЮРИЙ НИКОЛАЕВИЧ3,
ЯРЕМКО АРТЕМ ВЛАДИМИРОВИЧ4,
НИЖНИК АЛЕКСЕЙ ЕВСТАФЬЕВИЧ1
1 Кубанский государственный технологический университет, Краснодар, Россия
2 Сервис Пром Комплектация, Краснодар, Россия
3 НПО "Химбурнефть", Краснодар, Россия
4 Asia Petro Service, Актау, Казахстан
Ключевые слова: набухание и диспергирование глин, буровые растворы на водной (РВО) и углеводородной основе (РУО), технологические жидкости (ТЖ), экспресс-методика оценки ингибирующих свойств, хлористый калий, хлористый кальций, нитрат кальция, формиаты, органические ингибиторы, асфальтены
Аннотация:
Представлены результаты тестирования ингибиторов глин и ингибирующих свойств буровых растворов на водной основе (РВО), на углеводородной основе (РУО) и технологических жидкостей (ТЖ) с применением методики по РД 39-00147001-773-2004 Приложение 8 (РД 39-2-813) ОАО "НПО "Бурение". Сравнительный экспресс-анализ ингибирующих свойств выполнен для водных растворов и дисперсий минеральных, органических (включая асфальтены) и органо-минеральных соединений при различных концентрациях, применяемых для приготовления и обработки РВО, РУО и ТЖ.
Список литературы:
1. Розенцвет А.В., Двойников М.В. Исследование ингибирующих свойств буровых растворов на образцах кернов Залесского месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 9(345). – С. 19–21. – DOI: 10.33285/0130-3872-2021-9(345)-19-21
2. Лысакова Е.И., Жигарев В.А., Минаков А.В. Буровые растворы на основе технических растительных масел в качестве аналога современных буровых растворов на углеводородной основе // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 7(260). – С. 21–23.
3. Разработка рецептуры бурового раствора на основе нитрата кальция для строительства скважин в условиях аномально высокого пластового давления / Р.Р. Хузин, И.В. Львова, Л.Б. Хузина [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8(261). – С. 22–26.
4. Нечаева О.А., Бойко В.А. Совместное использование ингибиторов органического и неорганического типов для проводки скважин в интервалах залегания глинистых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 11(359). – С. 38–42. – DOI: 10.33285/0130-3872-2022-11(359)-38-42
5. Кошелев В.Н. Промывка нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2019. – С. 90–91.
6. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. – Краснодар: НПО "Бурение", 2004. – Прил. 8. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов. – С. 52–53.
7. Экспресс-метод оценки ингибиторов глин / Д.Ю. Иванов, Н.Ю. Мойса, В.И. Яковенко, Ю.Н. Мойса // Газовая пром-сть. – 2014. – № 5(706). – С. 108–112.
8. Мойса Ю.Н., Шишкин А.В., Макаров А.Н. Высокоингибирующие биополимерные буровые растворы серии HBN BIO PRO для бурения в сложных горно-геологических условиях // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 11. – С. 44–48.
9. Сравнительные испытания органических ингибиторов глин / О.А. Маслова, Л.С. Пальчикова, Ю.А. Мотошин, Ю.Н. Мойса // Бурение и нефть. – 2010. – № 10. – С. 30–32.
10. Дубов И.И., Мотошин Ю.А., Мойса Ю.Н. Результаты промыслового применения органического ингибитора глин ХБН при бурении боковых стволов в неустойчивых отложениях // Нефт. хоз-во. – 2011. – № 2. – С. 35.
11. Ингибирование глинистых минералов при бурении нефтегазовых скважин / Ю.Н. Мойса, Н.Ю. Мойса, Д.Ю. Иванов [и др.] // Булатовские чтения. – 2022. – Т. 1. – С. 341–351.
Назад в номер