НЕФТЯНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Аннотация

 

В статье рассмотрены вопросы уменьшения процесса набухания неустойчивых глин за счет их ингибирования, поскольку осыпи и обвалы неустойчивых глинистых пород все еще остаются одной из актуальных проблем, возникающих при бурении скважин.

Лабораторные исследования были направлены на предотвращение набухания глин за счёт сочетанного ингибирования их, а именно, путём ввода в состав рецептуры бурового раствора (эмульсионного бурового раствора) неорганического ингибитора глин калия хлористого (как фактор ионного обмена) и сульфированного асфальта (как фактор создания водонепроницаемого барьера в порах и каналах буримых пород).

На основании результатов, полученных в ходе лабораторных исследований для строительства скважин, при прохождении интервалов со склонными к гидратации глинистыми отложениями, рекомендовано применение эмульсионного бурового раствора, в состав рецептуры которого введены калий хлористый и сульфированный асфальт. Применение данного типа бурового раствора, дополнительно усиленного ингибиторами глин, позволит предотвратить гидратацию и осыпание глин и, тем самым, снизить вероятность возникновения технологических аварий и инцидентов.

Ключевые слова:

 

бурение скважин; ингибирование глин; ингибиторы глин; буровые растворы

Список литературы

 

1. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа: монография, пер. с франц. М.: Недра. 1991. 359с.

2. Васильченко C.B. О теории и практике борьбы с разрушениями стенок скважин / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 4. - 2009. - С. 22‑27.

3. Гамзатов С.М. Методика определения и прогнозирования осмотических явлений в скважинах Текст. / С.М. Гамзатов // РНТС: сер. Бурение / М.: ВНИИОЭНГ. № 10. -1973. - С. 15-17.

4. Кузьмин В.Н., Абашев А.Г. Авторский надзор за строительством эксплуатационных и поисково-разведочных скважин на месторождениях нефти ОАО «Удмуртнефть» // Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (Российский и мировой опыт): материалы Всероссийской научно-практической конференции, с международным участием, в честь 25-летия высшего нефтяного образования Удмуртской Республики. Ижевск. 2018. С. 289-294.

5. Шарафутдинов З.З., Чегодаев Ф.А., Шарафутдинова Р.З. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика. СПб.: Профессионал. 2007. 416 с.

6. Инженерно-геологическая классификация глинистых горных пород и гидратообразующие буровые растворы для бурения в них / Иносаридзе Е.М. [и др.] // Нефтегазовое дело. 2010. №2. С. 1-55.

7. Задачи управления адгезионными свойствами буровых растворов при углублении скважины в глинистых породах / Уляшева Н.М. [и др.] // Нефтегазовое дело. 2014. №6. С. 103-119.

8. Кузьмин В.Н. Ингибирование глин и предотвращение образования сальников при бурении под кондуктор // Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (Российский и мировой опыт): материалы Всероссийской научно-практической конференции, с международным участием, в честь 25-летия высшего нефтяного образования Удмуртской Республики. Ижевск. 2018. С. 283-288.

9. Соколов В.Н. Глинистые породы и их свойства // Соровский Образовательный Журнал. 2000. Том 6, №9. С.59-65.

10. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра. -1981. -178 с.

​

Сведения об авторах

 

Кузьмин Вячеслав Николаевич, кандидат наук, заведующий кафедрой БНГС, ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Россия, 426034, Ижевск, ул. Университетская, 1/6

E-mail: nf-kvn@udsu.ru, yakvn72@yandex.ru

 

Трефилова Татьяна Валерьевна, старший преподаватель кафедры БНГС, ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Россия, 426034, Ижевск, ул. Университетская, 1/6

E-mail: trefilova_tv@udsu.ru

​

Для цитирования:

​

Кузьмин В.Н., Трефилова Т.В. Ингибирование буровых растворов с целью безаварийной проходки интервалов неустойчивых глинистых пород//Нефтяная провинция.-2020.-№1(21).-С.73-82. DOI https://doi.org/10.25689/NP.2020.1.73-82