НЕФТЕХИМИЯ, 2023, том 63, № 1, с. 110-131

УДК: 622.244.442

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ

СИСТЕМ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ

НА ОСНОВЕ ПОЛИСУЛЬФОНАТА АМИНА КАЛИЯ (NPAP-2) ДЛЯ

ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕУСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В

ГЛУБОКИХ СЛОЖНЫХ ПЛАСТАХ

Caibao Wang¹, Lei Wang²

¹School of Petroleum Engineering, Changzhou University, Wujin District, Changzhou, 213164 China

²Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Chaoyang District, Beijing, 100083 China

^*E-mail: dengsong@cczu.edu.cn

Поступила в редакцию 18 февраля 2022 г.

После доработки 20 октября 2022 г.

Принята к публикации 8 декабря 2022 г.

В качестве примера изучения причин неустойчивости ствола скважины в сложных пластах и поиска

соответствующих решений был выбран блок А Джунгарского бассейна (Junggar Basin), Китай. По резуль-

татам исследования образцов керна на этом участке и анализа данных каротажа сделан вывод, что ми-

кротрещины, образованные в скальном слое блока, являются естественными каналами для поступления

фильтрата. Показано, что после взаимодействия с фильтратом происходит гидратация чувствительных

к воде глинистых минералов пласта. Благодаря оптимизации состава была предложена наноструктури-

рованная высокоингибированная и сильная тампонирующая система бурового раствора на основе поли-

сульфоната амина калия (NPAP-2), которая обеспечивала: общее использование асфальтового реагента

против осыпания породы пласта для физического закупоривания нано- и микромасштабных трещин

(зазоров); инверсионное смачивание для регулирования поглощения поверхностных вод; химическое

ингибирование внутренней гидратации. Эксплуатационные испытания показали, что при этом потери

воды при высокой температуре и высоком давлении (HTHP) в системе бурового раствора составляют

менее 10 мл, степень извлечения образца породы - более 86%, вязкость остается приемлемой, скорость

расширения ствола скважины составляет - более 89%, потери от фильтрации снижаются с 8 до 5 мл.

Показагно, что NPAP-2 может сизить активность жидкости для усиления ингибирования, эффективно

повысить устойчивость бурового раствора к оседанию, уменьшить фильтрацию и обеспечить устойчи-

вость ствола скважины.

Ключевые слова: Джунгарский бассейн, сложный пласт, неустойчивость ствола скважины, давление

обрушения, буровой раствор

DOI: 10.31857/S0028242123010100, EDN: UNHIWP

ОБОЗНАЧЕНИЯ

AN - наночастицы асфальта

HTHP - высокая температура и высокое давле-

AEC - карбоксилат полиоксиэтиленового эфира

додецилового спирта

ние

AEC-N - противоударная смазка на основе кар-

AM - акриламид

боксилата полиоксиэтиленового эфира додецило-

AMPS - 2-акриламидо-2-метилпропансульфо-

вого спирта, тионилхлорида SOCl₂ и N,N-диме-

новая кислота

тил-1,3-пропандиамина

110

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

111

BSP - порошок семян базилика

SMJA-1 - смазка буровых растворов высокой

CMC-LV - карбоксиметилцеллюлоза

плотности на основе полиолов и длинноцепочеч-

ных жирных кислот, содержащих двойные связи

CXP-2 - состав из смеси сульфата и хлорида

магния

SMJH-1 - модификация смазки буровых рас-

творов высокой плотности на основе полиолов и

FA367 - цвиттерионный полимерный загуща-

ющий агент для покрытия; основной компонент -

длинноцепочечных жирных кислот, содержащих

карбоксиметилцеллюлоза натрия - линейный вы-

двойные связи

сокомолекулярный полимер с катионными, анион-

SML-4 - восстановители фильтрата, содержа-

ными и неионными группами, введенными в моле-

щие карбоксильные, амидные, эфирные и ами-

кулу

но-группы

FF-III - эмульгированный асфальт

SMNA-1 - тампонирующий асфальт, препят-

GF-1 - наномикронный тампонажный агент ши-

ствующий осыпанию породы пласта

рокого спектра действия; содержит в качестве на-

SMP-2 - сульфонатно-фенольная смола

ночастиц силикон, в качестве базовой жидкости -

SPNH - сульфированная бурая смола для сни-

эпоксидную смолу

жения текучести

HA-1 - гиалуроновая кислота

SPT-2

- полисульфонатное средство против

KPAM - полиакрилат калия

шелушения ствола скважины при бурении

NPAP-2 - система бурового раствора на основе

SY-A01 - эмульгированный асфальт

полисульфоната амина калия

XG-AA/AM/AMPS - камеди на основе акрило-

NW-1 - кислота Невилла-Винтера C₁₀H₈O₄S

вой кислоты, акриламида и 2-акриламидо-2-метил-

P(MPTC-co-NaSS) - гидрогель на основе поли-

пропансульфоновой кислоты; клеящее средство

амфолита с сульфированными и четвертичными

Yjq - катионный эмульгированный асфальто-

аммониевыми функциями для предотвращения по-

вый порошок

тери жидкостей в пласте

PAC-HV - полианионная целлюлоза

Неустойчивость ствола скважины, вызванная

сложными пластами,- распространенная проблема

PB-1 - термопластичная смола из 1-бутена

буровой практики при разведке и разработке нефтя-

PFL - анти-высокотемпературный полимерный

ных месторождений, приводящая к экономическим

фильтрат-редуктор, полученный сополимеризаци-

потерям и снижающая эффективность бурения на

ей акриламида, акрилонитрила, натрий 2-метил-

месторождении. Обрушение стенки скважины мо-

пропансульфоновой кислоты, мономера диенсуль-

жет быть вызвано геологическими причинами или

фоновой кислоты и щелочи

тектоническими движениями, которые приводят

PSW-2 -система водных буровых растворов на

к разнонаправленному выдавливанию. Внутрен-

основе полиаминового ингибитора SMJA

няя сила пласта не уравновешена. После бурения

PVPK90 - поливинилпирролидон

исходное состояние равновесия нарушается, что

QS-2 - связующий агент из вяжущего безвод-

приводит к снижению устойчивости стенки сква-

ного силиката кальция

жины и ее обрушению. Кроме того, пласты име-

RH-97D - составная смазка для буровых рас-

ют большое количество пор, образующих каналы

творов на основе натурального эмульгированного

для движения пластового флюида, в результате

масла

чего происходит гидратация пласта, приводящая

SHC - восстановители фильтрата, полученные

к неустойчивости ствола скважины; это наносит

на основе сопряженной реакции гидроксида алю-

большой экономический ущерб и поэтому явля-

миния, триоксида серы и н-бутанола

ется предметом исследования многих отечествен-

SMC - восстановители фильтрата; получены

ных и зарубежных ученых. Важное средство ре-

на основе бурого угля в условиях сульфирующего

шения этой проблемы - регулирование плотности

агента при подходящей температуре (производное

и улучшение характеристик бурового раствора. В

гуминовых кислот)

настоящее время существуют два основных типа

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

112

SHUO YANG и др.

буровых растворов, препятствующих обрушению:

оказывает общее действие, препятствующее обру-

ингибиторы обрушения; тампонирующие буровые

шению, на твердые и хрупкие аргиллиты.

растворы.

Реагенты для тампонирования и предотвраще-

Ингибиторы, препятствующие обрушению, так-

ния обрушения стволов скважин доступны в виде

же делятся на два типа: полимеры и гуминовые кис-

силикатов, полиспиртов, битумов и наночастиц.

лоты. Полимер вводит в буровой раствор, в основ-

Силикаты образуют защитную пленку на поверх-

ном, катионные мономеры (ион калия, ион аммония

ности пластовой породы за счет адсорбции и хими-

и т. д.), а также выполняет функции повышения

ческого осаждения, что препятствует проникнове-

вязкости и снижения поглощения пластом бурового

нию фильтрата бурового раствора в пласт, снижает

раствора. В исследовании Zheng L. с сотр. [1] раз-

склонность глинистых минералов к гидратации и

диспергированию, предотвращает обрушение и

работана система буровых растворов на основе по-

стабилизирует стенки скважины. В работе You F-c.

лимера с низким содержанием твердой фазы и рас-

с сотр. была синтезирована смазка (AEC-N), пре-

твора KCl для тампонирования пласта. Результаты

пятствующая налипанию породы на долото, с ис-

показывают, что система буровых растворов мо-

пользованием карбоксилата полиоксиэтиленового

жет эффективно повышать сопротивление пласта

эфира додецилового спирта (AEC), тионилхлорида

флюидам и обрушению. В исследовании Yang L. с

(SOCl₂) и N,N-диметил-1,3-пропандиамина в ка-

сотр. [2] разработан закачиваемый самовосстанав-

честве исходных материалов. Экспериментальные

ливающийся гидрогель на основе полиамфолита с

результаты показывают, что система может эффек-

сульфированными и четвертичными аммониевыми

тивно улучшить смазывающие и фильтрацион-

функциональными группами (P(MPTC-co-NaSS)) и

ные свойства силикатных буровых растворов [5].

всесторонне оценен с точки зрения предотвраще-

Однако у силикатной системы высокое значение

ния сильной потери жидкости в пласте; результаты

pH, затруднен контроль реологии бурового раство-

соответствующих испытаний свидетельствуют о

ра и недостаточная термостойкость.

его долгосрочной мощной блокирующей способ-

Полиспиртовой буровой раствор использует эф-

ности. Однако буровой раствор полимерного типа

фект точки помутнения для образования гидрофоб-

имеет ограниченную термостойкость и оказывает

ной масляной пленки на стенке скважины, закупо-

определенное влияние на реологические свойства

ривания пор породы, снижения фильтрационных

бурового раствора. В исследовании Kai C.-M. с

потерь, стабилизации стенки скважины и повыше-

сотр. [3] разработан предотвращающий обрушение

ния смазывающей способности. Он обладает пре-

буровой раствор на основе полимера, который ре-

имуществами, которые выражаются в отсутствии

шил проблему неспособности выдерживать высо-

токсичности и легкости биоразложения. Jiang G.

кие температуры, но не решил проблему влияния

с сотр. изучали влияние различных жидкостей на

на его реологические свойства.

характеристики синтетических полиспиртовых

Гуминовые кислоты обладают способностью

буровых растворов; результаты показывают, что

противостоять высокой температуре. Их модифи-

глина + PVPK90 и другие вещества позволяют зна-

цируют введением солей алюминия, полимеров,

чительно улучшить их характеристики [6]. В иссле-

асфальта и органического кремния. Действие, пре-

довании Zhang G. c сотр. разработана система пре-

пятствующее обрушению, основано на введении

дотвращения обрушения на основе асфальта: 3%

катионов или других функциональных групп, что

сульфированного асфальта + 3% эмульгированного

в основном усиливает эффект снижения потери

асфальта + 3% карбоната кальция. Модифициро-

жидкости. Sun W.J. с сотр. синтезировали органи-

ванная система обладает более высокой способно-

ческую систему бурового раствора на основе гуми-

стью к герметизации и ингибированию в полевых

новой кислоты и диэтаноламина кокамида. Экспе-

условиях, что эффективно снижает риск обруше-

рименты показывают, что они хорошо влияют на

ния [7]. В работе Xiong Z. с сотр. был приготовлен

снижение фильтрационных потерь и улучшение

реагент с температурой размягчения 35°С, препят-

реологических свойств буровых растворов [4]. Од-

ствующий обрушению при использовании асфаль-

нако буровой раствор на основе гуминовых кислот

та в качестве сырья. Эксперименты показали, что

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

113

система обладает превосходными смазывающими

что с увеличением содержания C⁺ растворяющая

свойствами, которые позволяют деформировать и

способность и биотоксичность щелочных диами-

цементировать трещины при низкой температуре

нов снижались и они имели лучшие экологические

для герметизации пласта и снижения риска обру-

характеристики [11]. Одновременно Qu Y.Z. с сотр.

шения [8]. В этом случае система обычно имеет бо-

разработали реагент, препятствующий оседанию

лее низкую температуру помутнения и ограничен-

пластов, с высокой способностью к биоразложе-

ную термостойкость.

нию и хорошими экологическими характеристика-

ми, используя алкилдиамин в качестве основного

Система асфальтового бурового раствора

материала [12]. Wang S. c сотр. приготовлен эколо-

размягчается и деформируется вблизи температу-

гически чистый новый низкотемпературный буро-

ры размягчения за счет твердых частиц асфальта,

вой раствор с растительной камедью кули. После

закупоривая микротрещины и поры ствола скважи-

экспериментальных проверок оказалось, что эта

ны и реализуя эффект предотвращения обрушения.

В работе Xionghu Z. с сотр. синтезировали буровой

система бурового раствора придает скважине хо-

рошую устойчивость к обрушению и имеет низко-

раствор на основе наночастиц асфальта (AN) с ис-

температурные реологические свойства [13].

пользованием синтезирующих битумных порошков

с хлоруксусной кислотой (ClCH₂COOH) для улуч-

Duarte A.C.R. с сотр. проанализировали раство-

шения тампонирующей способности бурового рас-

ры для подводного бурения различного молярного

твора. Результаты экспериментов показывают, что

состава на основе глицерина (100% глицерина, 50%

наночастицы бурового раствора этой системы мо-

глицерина/50% морской воды и 40% глицерина и

гут эффективно герметизировать мелкие трещины

60% воды). Результаты экспериментов показали,

[9]. Однако температура размягчения существу-

что растворы имеют сходную плотность и реоло-

ющего асфальтового реагента, препятствующего

гические свойства с синтетическим буровым рас-

оседанию пластов, обычно низкая (<160°C), а со-

твором при температуре 20-80°С и давлении 0-55

держание асфальта в используемом для обработки

МПа [14]. Paixão M.V.G. с сотр. изучали влияние

реагенте недостаточное. В системе на основе на-

наночастиц на улучшение характеристик аккумули-

ночастиц применяются частицы наномикронного

рования тепла, чтобы свести к минимуму влияние

размера для заполнения и герметизации микротре-

охлаждения на реологические свойства бурового

щин сланца, в основном с использованием метода

раствора [15]. Zhu W. с сотр. исследовали приме-

инертного заполнения и тампонирования. Wang B.

нение бурового раствора на основе коллоидного

с сотр. разработали систему бурового раствора на

газового афрона в глубоких скважинах при темпе-

базе сланцевой воды с низкой активностью свобод-

ратуре выше 150°C. Результаты показали, что но-

ной воды (PSW-2), основанную на нанотампониро-

вые экологически безопасные производные камеди

вании. Промысловое применение показывает, что

XG-AA/AM/AMPS могут сохранять приемлемые

ее можно эффективно диспергировать в различ-

свойства и реологические параметры при темпера-

ных трещиноватых пластах, при этом наночастицы

туре 180°C [16]. Mech D. с сотр. [17] разработали

значительно улучшают тампонирующие свойства,

неповреждающий буровой раствор на основе ри-

снижают ингибирующий эффект повышения ак-

совой шелухи, который может уменьшить растрес-

тивности жидкой фазы и обеспечивают устойчи-

кивание пласта. В соответствии с результатами

вость ствола скважины [10].

экспериментов, реологические свойства нового

бурового раствора стабильны, а фильтрационные

В настоящее время в различных странах возрас-

потери значительно снижены. Однако поскольку в

тает актуальность вопросов охраны окружающей

этом исследовании проблема гидратации не изуча-

среды, поэтому разработка экологически чистого

лась, данный раствор нельзя использовать в каче-

реагента, препятствующего оседанию пластов, не-

стве бурового раствора, препятствующего обруше-

избежна. В работе Qu Y.Z. с сотр. проведена оцен-

нию стенок скважины.

ка свойств легкоразлагаемых щелочных диаминов

как реагентов, препятствующих обрушению стенок

Различные компоненты в буровом растворе мо-

скважин. Результаты тестов на погружение и экс-

гут замещать друг друга и оказывать взаимное вли-

перименты с линейным расширением показывают,

яние, но для каждого конкретного пласта необхо-

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

114

SHUO YANG и др.

димо проводить оценку оптимизации. Murtaza M.

с сотр. изучали изменения стойкости к фильтраци-

с сотр. использовали плоды окры для замены ин-

онным потерям и газоотдачи сланцев после закачки

гибитора в буровом растворе и проводили с ней

бурового раствора. Результаты показали, что после

эксперименты [18]. Результаты показывают, что

закачки бурового раствора проницаемость значи-

окру можно использовать в качестве заменителя

тельно уменьшилась, а сопротивление просачива-

крахмала в буровом растворе, не изменяя другие

нию и потери газа возросли с увеличением време-

его характеристики. Rezaei A. с сотр. изучили воз-

ни закачки [24]. Bavoh C.B. с сотр. синтезировали

можность повторного использования пластовой

новую систему бурового раствора и оценили ее.

воды в качестве ингибитора для буровых растворов

Результаты показали, что удельная теплоемкость

на водной основе. С помощью измерения индекса

новой системы выше, чем у воды [25].

свободного набухания, скорости седиментации и

Zhao K. [26], Liu X.L. [27] и Chen Z.X. с сотр.

дзета-потенциала, экспериментов с буровым шла-

[28] также начали изучение вопроса с причины не-

мом и диспергированием, а также анализа сред-

стабильности ствола скважины, вызванной измене-

неквадратичных ошибок (MSE) было показано, что

ниями минерального состава породы, чтобы найти

пластовую воду можно использовать в качестве бу-

буровой раствор, который может помочь решить

рового раствора на водной основе [19]. Кроме того,

такие проблемы.

была изучена возможность ингибирования воды

Однако проблема гидратации пласта, вызванная

буровым раствором. Ettehadi A. с сотр. испытали

буровым раствором, не рассматривалась. Поэто-

два буровых раствора - сепиолитовый и бентони-

му в данной работе в качестве объекта исследова-

товый. Результаты показали, что при температуре

ния был выбран блок А Джунгарского бассейна,

50°C бентонитовый раствор обладал большей стой-

очень подверженный гидратации пласта во время

костью геля и более высокой механической устой-

бурения. Для разрешения проблемы неустойчиво-

чивостью, чем образцы сепиолитового раствора

сти ствола скважины в ходе большого количества

[20]. Gao X. с сотр. использовали порошок семян

экспериментов были найдены оптимальные ком-

базилика (BSP) в качестве добавки к буровому

позитные антифрикционные реагенты для предот-

раствору на водной основе и проверяли его хими-

вращения обрушения стенок скважины, обеспече-

ческий состав, водопоглощение и реологические

ния совместимости и тампонирования. Получена

свойства [21]. Результаты показали, что добавление

эффективная система бурового раствора против

BSP в бентонитовую суспензию эффективно улуч-

шало реологические свойства и характеристики

осыпания породы для сложных пластов, которая

фильтрации при высокой температуре и ингибиро-

решает проблему неустойчивости ствола скважины.

вало ксантановую камедь. Порошок семян базили-

ка оказался пригодным для замены традиционных

АНАЛИЗ НЕУСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА

полимеров.

СКВАЖИНЫ

Peixoto R.D.L. с сотр. синтезировали децилме-

Джунгарский бассейн обладает богатыми запа-

тилкарбонат и исследовали его непрерывную фазу

сами нефти и газа, что является одним из важных

в качестве синтетической основы бурового рас-

направлений разведки и разработки данных ресур-

твора. Результаты показали, что пластическая вяз-

сов в Китае. Пласт залегает на большой глубине,

кость, начальный предел текучести геля и фильтра-

поэтому в процессе разведки и разработки была

ция являются удовлетворительными, это позволяет

обнаружена неустойчивость ствола скважины, что

использовать данный состав в качестве заменителя

стало серьезной проблемой при бурении. Основные

бурового раствора на синтетической основе [22].

отложения Джунгарского бассейна (снизу вверх) -

После продолжительной закачки буровой рас-

каменноугольные, пермские, триасовые, юрские,

твор может оказывать определенное влияние на

меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертич-

проницаемость пласта. Так, Shen X. с сотр. полу-

ные [29, 30]. Песок и аргиллиты в слоях верхнего

чили нанокристаллы карбоксиметилцеллюлозы

палеогена и неогена относительно мягкие и хоро-

и превратили их в ингибиторы коррозии сланцев

шо поддаются бурению, но песчаник обладает вы-

в буровых растворах на водной основе [23]. He J.

сокой проницаемостью и легко образует толстые

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

115

глинистые корки, а аргиллит хорошо гидратирует-

низкой.

ся и набухает, сужая зазоры. Блок А Джунгарского

Для изучения механизма неустойчивости ство-

бассейна выделяется наиболее сложным пластом и

ла скважины были отобраны керны скважин X1

наиболее серьезной неустойчивостью ствола сква-

и X2 в блоке A Джунгарского бассейна и проана-

жины. Поэтому большое значение имеет изучение

лизированы с помощью методов дифракционно-

технологии стабилизации ствола скважины на этом

го рентгеновского анализа (XRD) и сканирующей

блоке [31].

электронной микроскопии (SEM). Результаты ана-

Статистические данные показывают, что в

лиза цельнопородных минералов и глинистых ми-

пяти из восьми пробуренных скважин в блоке А

нералов в скважинах X1 и X2 приведены в табл. 1 и

Джунгарского бассейна случаются прихваты, а не-

2. На рис. 1 показано содержание цельнопородных

устойчивость ствола скважины в пласте ниже реки

минералов пласта Сишаньяо в скважине X1.

Циншуй (Qingshui River) - очень распространенное

В соответствии с данными табл. 1, 2 и рис. 1,

явление, приводящее к многочисленным прихва-

среднее общее содержание глины в пласте Сиша-

там при бурении (до 15 раз). Частота обрушения и

ньяо на участке X1 составляет 7.25-9.8%; кроме

падения породы возрастает с увеличением времени

того, отмечается определенная степень чувстви-

пропитки буровым раствором. В процессе бурения

тельности к воде. Минеральный состав глины сква-

крутящий момент бурового долота сильно меня-

жины X1 в основном представлен хлоритом, со-

ется, в этих условиях поворотный стол бурового

ставляющим 55.2%, иллитом - 17.4%, каолинитом -

ротора регулярно останавливался. Буровое долото

14%, смешанным слоем иллита и монтморилло-

часто сталкивается с препятствиями и заклинивает

нита - 13.4%. В глинистых минералах скважины

во время спуска и бурения. Основная причина это-

Х2 также преобладают хлорит, составляющий в

го заключается в том, что в данной области велико

среднем 44.5%, смешанный слой иллита и монтмо-

поперечное напряжение пласта. Для компенсации

риллонита - 23.75%, иллит - 22.25%, каолинит -

напряжения, вызывающего обрушение пласта, по-

10%. Содержание хлорита в пласте относительно

степенно увеличивают плотность бурового раство-

высокое, также в составе имеются каолинит, иллит

ра на участке скважины с 1.35 до 1.85 г/см³, улуч-

и смешанный слой иллита и смектита. Смешан-

шая ситуацию в забое. Так, в скважинах X1 и X2

ный слой иллита и смектита обладает свойствами

блока А Джунгарского бассейна произошли аварии

расширения, которые способствуют повышению

с прихватом из-за обрушения ствола скважины в

чувствительности к воде. Анализ показал, что на

группе Тугулу (Tugulu) мелового периода. В связи

поверхности располагаются цельнопородные ми-

с аварией и длительным периодом строительства,

нералы, а глинистые минералы в легко обрушаю-

в скважине Х1 коэффициент расширения диаметра

щихся толщах являются твердыми и хрупкими.

частичного участка при измерении во время закан-

Кроме того, методом электронной микроскопии

чивания скважины составляла 40-198%. Это сви-

был проанализирован детрит пласта Циншуйхэ

детельствует об увеличении вероятности обруше-

(Qingshuihe) в скважине X2 (рис. 2). Видно, что

ния пласта в этой области с возрастанием времени

микротрещины и микропоры детрита в этом пласте

закачки бурового раствора.

развиты, а это способствует образованию каналов

Предыдущий анализ состояния напряжения

гидратации и обрушению.

земной коры показывает, что коэффициенты ее

Анализ керна и бурового шлама осыпающегося

напряжения для пластов Сишаньяо (Xishanyao) и

пласта показывает, что микротрещины, образовав-

Сангунхе (Sangonghe) составляют 0.0013 и 0.0007

шиеся сами по себе, обеспечивают естественный

соответственно. В сочетании с предыдущими ла-

канал поступления фильтрата, а гидратационное

бораторными испытаниями и результатами теоре-

действие водочувствительных глинистых минера-

тических расчетов можно увидеть, что земная кора

лов, содержащихся в пласте, после взаимодействия

в этом регионе в целом находится в нормальном

с фильтратом становится одной из важных причин

напряженном состоянии. В глубоких слоях пласта

неустойчивости ствола скважины в пласте.

Тугулу напряжение земной коры сильно меняется;

при этом устойчивость ствола скважины остается

На основе изучения механизма и проведения

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

116

SHUO YANG и др.

Таблица 1. Анализ цельнопородных и глинистых минералов в керне пласта Сишаньяо скважины X1

Относительное содержание цельнопородных

Относительное содержание глинистых

минеральных компонентов, %

Номер

Таблица 2. Анализ цельнопородных и глинистых минералов в керне пласта скважины X2

Относительное содержание цельнопородных

Относительное содержание глинистых

минеральных компонентов, %

Номер

анализа определен коэффициент давления обруше-

На рис. 3а коэффициент давления обрушения

ния легко обрушающихся слоев в блоке А Джунгар-

демонстрирует тенденцию к постепенному расши-

рению с поворотом на глубине 5364 м, после чего

ского бассейна. Результаты представлены на рис. 3.

постепенно стабилизируется. Согласно резуль-

Согласно результатам, показанным на рис. 3,

татам, коэффициент давления обрушения груп-

плотность бурового раствора не может быть точно

пы Турпан (Turpan) составляет 1.20-1.69, группы

определена на начальном этапе строительства, по-

Сишаньяо (Xishanyao)

1.53-1.81, группы

скольку она зависит в основном от порового дав-

Сангунхе (Sangonghe) - 1.23-1.39, а общий коэф-

ления пласта. Данное давление обрушения может

фициент обрушения - около 1.475.

эффективно уравновешивать плотность бурового

Высокая степень расширения ствола скважины

раствора.

также является причиной его неустойчивости, кото-

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

117

Содержание в глине

Рис. 1. Результаты анализа общего содержания минералов в пласте Сишаньяо скважины X1.

Рис. 2. СЭМ-анализ обломков аргиллита пласта Циншуйхэ скважины X2.

рую необходимо устранять. Рисунок 3б характери-

бы синтезировать противодействующий обруше-

зует степень расширения скважины: более высокая

нию реагент, подходящий для данного пласта.

соответствует глубине в диапазонах 1500-2000 м,

3000-3500 м и 5000-5300 м. В сочетании с коэффи-

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

циентом давления обрушения она полностью отра-

Чтобы преодолеть обрушение аргиллита, при-

жает склонность пласта к обрушению на глубине

меняют главным образом тампонирование и инги-

1500-5300 м. Для решения проблемы обрушения

бирование. Предыдущий анализ показывает, что

пласта требуется обработать буровой раствор, что-

в чувствительной толще (Сишаньяо) преобладает

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

118

SHUO YANG и др.

Рис. 3. Результаты определения коэффициента давления обрушения пласта в блоке А Джунгарского бассейна: а - коэффи-

циент давления обрушениия; б - степень расширения скважины.

твердый и хрупкий аргиллит, имеющий первичные

и улучшать ингибирование фильтрации бурового

и наведенные трещины (рис. 4). Тампонирование

раствора, что может дополнительно ингибировать

микротрещин может блокировать каналы гидрата-

гидратацию пласта.

ции, препятствовать проникновению воды в породу

Для «слипания» песчанистых аргиллитов необ-

ходимо тампонирование и уменьшение прироста

давления обрушения. Наблюдая за керном пласта

Циншуйхэ (рис. 5), можно увидеть, что на долю

гравия приходится около 55%, а его диаметр обыч-

но составляет 15-40 мм, что обеспечивает хоро-

шую проницаемость. Тампонирование и снижение

проницаемости могут быть реализованы по двум

направлениям: с использованием высококачествен-

ной глинистой корки и тампонирующего материала

с подходящей гранулометрией. В то же время ре-

комендуется выбрать соответствующую плотность

бурового раствора, уменьшить положительный

перепад давления и минимизировать приращение

Рис. 4. Развитие микротрещин в аргиллите пласта

Сишаньяо.

давления обрушения, насколько это возможно.

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

120

SHUO YANG и др.

Для предотвращения обрушения аргиллитов

1) вода;

могут быть приняты такие меры, как улучшение

2) вода + 3% полиэфирполиола;

тампонирования, подавление способности препят-

3) вода + 1% SMJA (ингибитора полиаминов);

ствовать обрушению и выбор приемлемой плотнос-

4) вода + 1% HA-1 (гилауроновой кислоты);

ти бурового раствора. Для того чтобы обеспечить

слипание песчаника, необходимо улучшить тампо-

5) вода + 5% хлорида калия;

нирующие, противофильтрационные и смазываю-

6) вода + 0.5% NW-1 (C₁₀H₈O₄S)

щие свойства бурового раствора, чтобы он обладал

Эксперимент выполняли в следующем порядке:

высокой способностью предотвращать обрушение

образец представлял собой каменноугольный сла-

стенок скважины и сводил к минимуму прираще-

нец из скважины Х1. Измельчали чистые и сухие

ние давления обрушения ΔP_collapse.

сланцевые керны и отсеивали частицы размером от

На рис. 6 показана конструктивная идея тампо-

2.0 до 3.2 мм с помощью двухслойных сит. Отоб-

нирования и предотвращения обрушения [32, 33];

ранные частицы общим весом 500 г сначала поме-

при этом для физического закупоривания наноми-

щали в высокотемпературный контейнер с дистил-

кронных трещин используется асфальтовый реа-

лированной водой, а затем ставили его в роликовую

гент, препятствующий осыпанию породы пласта.

печь для бурового раствора при температуре 80°С.

Химическое ингибирование для предотвращения

После прокалки в печи при постоянной температу-

осыпания породы пласта заключается в регули-

ре в течение 16 ч контейнер вынимали и охлажда-

ровании поглощения поверхностных вод путем

ли до комнатной температуры. После охлаждения

обратного увлажнения, внутренней гидратации

жидкость и частицы помещали в сито с ячейками

с помощью химического ингибирования, выборе

диаметром 0.42 мм, промывали водой в течение

подходящей плотности бурового раствора, мини-

1 мин и сушили в печи в течение 4 ч. Температуру

мизации активности бурового раствора и поддер-

устанавливали 105°С. После высушивания охлаж-

жании механического равновесия.

дали частицы до комнатной температуры и отстаи-

Эксперимент по оптимизации закупорива-

вали 24 ч перед взвешиванием.

ющего реагента, предотвращающего осыпание

Эксперимент по оптимизации реагента со-

породы пласта. В настоящее время существует

вместимости. При определении реагента совме-

множество видов реагентов для буровых раство-

стимости сначала выбирается реагент полимерно-

ров, препятствующих осыпанию породы пласта,

го покрытия, а затем понизитель фильтрации. В

которые можно условно разделить на две катего-

базовую суспензию были добавлены четыре вида

рии по механизму действия. Одни из них снижа-

обычно используемых ингибиторов полимерного

ют деформацию при гидратации сланцев, а также

покрытия: полиакрилат калия (KPAM), полианион-

выполняют функции «смягчения» и «ослабления»;

ная целлюлоза (PAC-HV), цвиттер-ионный поли-

другие являются физическими тампонирующи-

мерный загуститель (FA367) и высокотемператур-

ми реагентами, которые предотвращают быструю

ный стойкий полимерный понизитель фильтрации

миграцию буровых растворов в глубокие пласты

(PFL) для экспериментального определения их

под действием перепада давления [34-36].

влияния на управление потоком. Формула базовой

Были исследованы несколько противодействую-

суспензии: 3% бентонита + 1% карбоксиметилцел-

щих обрушению реагентов в соответствии с систе-

люлозы (CMC-LV) + 0.3% NaOH + 5% KCl (хлорида

мой бурового раствора, применявшейся в перифе-

калия) + 1% полиаминового ингибитора (SMJA) +

рийной зоне нефтяного месторождения Тахе (Tahe)

3% сульфированной буроугольной смолы (SPNH).

на ранней стадии, и проведена оценка эксперимен-

Экспериментальный процесс заключается в до-

тального метода в соответствии с SY-T5613-2016

бавлении жидкости в замкнутое пространство меж-

«Испытание физических и химических свойств

ду двумя концентрическими цилиндрами оборудо-

глинистых сланцев» [37].

вания с помощью ротационного вискозиметра. В

Для экспериментов были выбраны шесть групп

ходе эксперимента считывали значения на каждой

реагентов:

скорости и рассчитывали параметры по формулам:

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

121

жидкости находился на расстоянии 20 мм от вер-

(1)

ха контейнера. Помещали фильтрационный кек

на дно контейнера для достижения фильтрации. В

(2)

контейнере повышали давление до 690 кПа и на-

чинали отсчет времени. Через 30 мин закрывали

(3)

клапан повышения давления, сбрасывали давление

и измеряли объем жидкости, просочившейся в мер-

ный цилиндр.

где AV - кажущаяся вязкость, МПа·с; Ф₆₀₀ - зна-

Эксперимент по оптимизации наномикрон-

чение кажущейся вязкости при 600 об/мин; PV -

ного физического тампонирующего реагента.

пластическая вязкость, МПа·с; Ф₃₀₀- значение пла-

Наномикронный тампонирующий реагент широ-

стической вязкости при 300 об/мин; YP - динами-

кого спектра действия (GF-1), состоящий из нано-

ческая сила сдвига, Па.

микроволокна, деформируемого тампонирующего

реагента и наномикронного жесткого тампонирую-

Затем проверили покрывающий реагент с по-

щего реагента, был оптимизирован по распределе-

мощью приведенного выше численного расчета.

нию размеров частиц. Экспериментальный метод

Эффективность понизителей фильтрации измеря-

соответствовал описанному выше, но в качестве

ли экспериментально; для этого шесть обычно ис-

базового раствора был выбран следующий состав:

пользуемых антисолевых понизителей фильтрации

6% грунта пласта Сязицзе (Xiazijie), поставленно-

(SML-4, CXP-2, SPNH SHC, SMP-2, SMC) добав-

го компанией Xia Zi Street Bentonite Co., Ltd., и 6%

ляли в солевой раствор. Состав раствора на осно-

грунта Сязицзе + 2% SMGF-1 двух типов.

ве рассола: 3% бентонита + 0.6% LV-CMC + 0.3%

PFL-H + 0.3% едкого натра + 5% хлорида калия +

Эксперимент по оптимизации составного по-

1% SMJA + 1% смазочного материала.

низителя сопротивления трению. Наноэмульсия -

новый тип средства обработки бурового раство-

На рис. 7 показана схема установки для изме-

ра, который активно разрабатывается в последние

рения потерь от фильтрации. Экспериментальный

годы. Она выполняет функции смазывания, сни-

процесс заключался в следующем: полученную

жения потерь бурового раствора, предотвращения

смесь наливали в контейнер так, чтобы уровень

расширения и диспергирования глины и закупори-

вания микротрещин. Эффективность наноэмуль-

сии существенно выше, когда ее смешивают с

обычными смазочными материалами.

В лаборатории смешивали наноэмульсию и про-

тивозадирную смазку в различных соотношениях и

тестировали смазочные характеристики в базовой

суспензии (5.0% бентонита + 0.1-0.5% PFL + 3-5%

KCl + 1% QS-2 + 1-3% PB-1).

Для эксперниментов были выбраны следующие

группы различных составов:

1) базовая суспензия

2) базовая суспензия + 2% RH-97D

3) базовая суспензия + 2% графита

4) базовая суспензия + 2% SMJH-1

5) базовая суспензия + 2% парафиновой наноэ-

мульсии

Рис. 7. Экспериментальная установка для измерения

6) базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 1% пара-

фильтрации.

финовой наноэмульсии

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

122

SHUO YANG и др.

Рис. 8. Схема экспериментальной установки для испытания бурового раствора на расширение ствола скважины.

7) базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 2% пара-

Чтобы соответствовать фактическим требо-

финовой наноэмульсии

ваниям, для изготовления керна использовали

порошок аргиллита. Эксперимент заключался в

8) базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 3% пара-

переливании подготовленного бурового раство-

финовой наноэмульсии;

ра в резервуар с регистрацией давления на входе

9) базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 4% пара-

по мере протекания данного раствора в резервуа-

финовой наноэмульсии.

ре. Буровой раствор поступает в кернодержатель,

Парафиновые наносуспензии получены из

давление в котором называется ограничивающим,

Tween-40, Sipan-40 и парафинового воска, раз-

и поддерживается на постоянном уровне с помо-

мер частиц составляет 50~500 нм (предоставлено

щью газового баллона. На правой стороне керно-

Shandong Yushuo Chemical Technology Co. LTD).

держателя располагается выпускное отверстие,

Кажущуюся вязкость и водоотдачу измеряли в со-

где можно измерять утечку, давление на выходе и

ответствии с описанным выше экспериментом, а

противодавление в керне. В эксперименте сравне-

коэффициент эффективности смазки вычисляли

ния удаляли буровой раствор и измеряли утечку

с помощью прибора для исследования противоза-

воды, протекающей через керн с разной степенью

дирной смазки E-P.

растрескивания, в течение определенного времени.

Формула и стандартный эксперимент по

Конкретные экспериментальные данные показаны

оценке эффективности системы бурового рас-

в табл. 3.

твора, препятствующего обрушению сква-

жины. Оптимизировали реагент полимерного

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

покрытия, противосолевой понизитель фильтра-

Закупоривающий реагент, препятствующий

ции, соотношение компонентов смазки и добав-

осыпанию породы пласта. Шесть групп результа-

ляемое количество реагента, закупоривающего

тов экспериментов приведены в табл. 4.

трещины и препятствующего обрушению. Буро-

вой раствор с оптимизированным составом, пре-

Экспериментальные данные показывают, что

пятствующий осыпанию породы пласта, подлежит

степень извлечения сланца из SMJA (ингибито-

оценке с помощью обычных лабораторных испы-

ра полиаминов) и хлорида калия относительно

таний, описанных выше, и испытаний на тампони-

высока. SMJA и хлорид калия можно использо-

рующие свойства бурового раствора, как показано

вать в комбинации для усиления ингибирования

на рис. 8.

системы. Причина, по которой SMJA обладает

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

123

Таблица 3. Параметры эксперимента по расширению бурового раствора при интенсивности притока 1 мл/с (отно-

шение диаметра керна к его длине 10/50)

Номер

Давление в кольцевом

Противодавление в керне

С буровым раствором или без

эксперимента

пространстве, МПа

породы, МПа

бурового раствора

1.5

без

1.5

3.5

без

3.5

5.5

без

5.5

7.5

без

7.5

9.5

без

9.5

Таблица 4. Экспериментальные данные по исследованию реагентов, препятствующих осыпанию породы пласта

Испытываемый раствор

Степень извлечения, %

Вода

28.7

Вода + 3% полиэфирполиола

30.2

Вода + 1% SMJA (ингибитора полиаминов)

67.1

Вода + 1% HA-1

46.5

Вода + 5% хлорида калия

55.5

Вода + 0.5% NW-1 (C₁₀H₈O₄S)

29.2

сильным ингибированием, заключается в том, что

YK-H, полисульфонатный реагент, препятствую-

он в ходе диссоциации превращается в катионное

щий осыпанию породы пласта, SPT-2, и т. д. Состав

соединение, которое адсорбируется глинистыми

базовой суспензии: 3% бентонита + 1% CMC-LV +

отрицательными электрическими частицами. Это

0.3% NaOH + 5% KCl + 1% SMJA + 3% SPNH, а

препятствует диспергированию гидратации, а кон-

добавленное количество реагента, препятствую-

центрация аминогруппы слишком высока, чтобы

щего осыпанию породы пласта, - 3%. Результаты

обеспечить хорошие характеристики адсорбции и

оптимальной оценки реагентов, препятствующих

эффект ингибирования свободного амина. Слабо-

осыпанию породы пласта (рис. 9), показывают,

щелочные свойства SMJA и его низкая способность

что большее влияние на фильтрационные потери

к диссоциации также могут поддерживать равнове-

в условиях высокой температуры и высокого дав-

сие концентрации полиамина в течение длитель-

ления (HTHP) оказывает температура. Учитывая,

ного времени и продолжают взаимодействовать с

что участок открытого ствола блока А длиной поч-

наиболее активной группой гидратации в глине на

ти 5000 м имеет большой диапазон температур,

поверхности пор пласта, поглощая и покрывая по-

фактическое применение должно варьироваться

верхность для предотвращения гидратации.

на различных глубинах скважины. В зависимости

Кроме того, были оптимизированы и оценены

от температуры пласта и температуры в скважине

обычно используемые реагенты, препятствующие

подбираются различные комбинации реагентов,

осыпанию породы пласта. К ним относятся эмуль-

препятствующих обрушению. Например, при тем-

гированный асфальт FF-III и SY-A01, тампонирую-

пературе менее 100°C лучше выбрать FF-III с бо-

щий асфальт, препятствующий осыпанию породы

лее низкой температурой размягчения. После того,

пласта SMNA-1, катионный асфальтовый порошок

как температура составит 120°C, можно выбрать

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

124

SHUO YANG и др.

Рис. 9. Результаты оценки реагентов, препятствующих обрушению породы пласта.

SMNA-1 или два вида реагентов для смешивания,

динамическая сила сдвига увеличивается с 7 до

чтобы добиться предотвращения обрушения.

14 Па, а фильтрационные потери снижаются с

8 до 5 мл. Лучше всего на повышение стабильнос-

SMNA-1 представляет собой средство для вы-

ти бурового раствора влияет увеличение вязкости.

сокотемпературного тампонирования и предот-

Поэтому в качестве основного регулятора расхода

вращения обрушения, обладающее стойкостью к

системы выбран PFL.

воздействию высоких температур и способностью

к высокотемпературной деформации. SMNA-1 мо-

Результаты экспериментов по оптимизации

жет внедряться в микротрещины глубоких аргил-

понизителя фильтрации представлены в табл. 6.

литовых пород под действием положительного

Видно, что SPNH обладает наибольшим влиянием

перепада давления в стволе скважины с образова-

на снижение фильтрации. После добавления 3%

нием гидрофобного тампонирующего слоя. Кроме

SPNH (буроугольной смолы) фильтрационные по-

того, SMNA-1 является средством обработки бу-

тери уменьшаются с 8.5 до 5.5 мл и мало влияют на

рового раствора с несколькими функциональными

вязкость. Поэтому SPNH выбран в качестве пони-

группами.

зителя фильтрации.

Реагент совместимости. В этом разделе также

Наномикронный физический тампониру-

рассматриваются покрывающие реагенты и по-

ющий реагент. Размер частиц GF-1 составляет

низители фильтрации. Результаты экспериментов

от 200 нм до 20 мкм, результаты экспериментов с

с покрывающим агентом представлены в табл. 5.

наномикронным физическим тампонажным аген-

После добавления 0.3% PFL к базовой суспензии

том представлены в табл. 7. Для сравнения были

Таблица 5. Результаты испытаний по оптимизации покрывающего реагента

Формула

AV, МПа·с

PV, МПа·с

YP, Па

FL_API, мл

Базовая суспензия

8.0

Базовая суспензия + 0.3% KPAM

7.0

Базовая суспензия + 0.3 % PACHV

6.5

Базовая суспензия + 0.3% FA367

5.6

Базовая суспензия + 0.3% PFL

5.0

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

125

Таблица 6. Результаты испытаний по оптимизации понизителя фильтрации

Формула

AV, МПа·с

PV, МПа·с

YP, Па

FL_API, мл

Базовая суспензия

7.6

Базовая суспензия + 3% SML-4

32.5

11.5

5.5

Базовая суспензия + 3% CXP-2

6.2

Базовая суспензия + 3% SPNH

28.5

10.5

4.8

Базовая суспензия + 3% SHC

35.5

12.5

6.6

Базовая суспензия + 3%SMP-2

6.2

Базовая суспензия + 3% SMC

5.9

Таблица 7. Результаты экспериментов с наномикронным физическим тампонажным агентом

Условия

Номер

Формула

AV, МПа·с

PV, МПа·с

YP, Па

FL, мл

испытаний

6% почвы пласта Сязицзе

120°С × 16 ч

6% почвы пласта Сязицзе + 2% SMGF-1

120°С × 16 ч

Смоделированная скважинная суспензия

120°С × 16 ч

6.0

Смоделированная скважинная суспензия +

120°С × 16 ч

20.5

3.5

4.2

2% SMGF-1

выбраны две группы схем, а именно: почва пласта

солестойкого реагента и реагента, снижающего

Сязицзе и смоделированная скважинная суспензия.

фильтрацию, соотношения смазочных материалов

Добавление GF-1 обеспечивает эффективное сни-

и добавляемого количества тампонирующего и

жение фильтрации. Добавление смоделированно-

препятствующего осыпанию породы пласта реа-

го бурового раствора также значительно снизило

гента состав сильного ингибирующего и сильно-

фильтрацию. Это свидетельствует о том, что GF-1

го тампонирующего полисульфонатного бурового

имеет хорошую совместимость с буровым раство-

раствора на основе амина калия выглядит следу-

ром, мало влияет на адгезию и может значительно

ющим образом: (3-5%) бентонитовой суспензии +

уменьшать фильтрацию.

(0.1-0.5%) PFL + (2-4%) SML-4 + (0.5-1%) SMJA-1 +

(3-6%) SMC\SMP\SPNH

(1-2%) SMJA

Составной понизитель сопротивления тре-

(3-7%) KCl + (2-4%) реагента, препятствующе-

нию. Экспериментальные результаты по составу

смазочного материала приведены в табл. 8. Видно,

го осыпанию породы пласта (FF-III\SMNA-1) +

(2-3%) GF-1

(1-3%) PB-1

1% QS-2

что после добавления смазки SMJH-1, коэффици-

(2-3%)

парафиновой

наноэмульсии

ент эффективности смазочного материала сильно

(1-2%) SMJH-1. Общие результаты оценки эффек-

снижается. Соответствующее увеличение вязкости

может значительно уменьшить водоотдачу. Более

тивности системы приведены в табл. 9.

того, эффект отчетливее заметен при добавлении

Результаты испытаний показывают, что потери

наноэмульсии и SMJH-1. В данном эксперименте

воды в системе в условиях высокой температу-

наилучшее соотношение смешивания SMJH-1 и

ры и высокого давления (HTHP) составляют ме-

наноэмульсии составляет 2:3. Поэтому, исходя из

нее 10 мл, степень извлечения образца породы -

предпосылки обеспечения низкой скорости потери

более 86%, а адгезия является приемлемой, что в

воды, выбираем восьмой набор эксперименталь-

основном соответствует требованиям промыслово-

ных параметров.

го строительства.

Оценка эффективности бурового раство-

Определим изменение проницаемости K в ходе

ра, препятствующего обрушению. После опти-

60-минутного эксперимента по расширению жид-

мизации полимерного покрывающего реагента,

кости, которое выражается формулой Дарси:

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

126

SHUO YANG и др.

Таблица 8. Определение состава составного смазочного материала

Кажущаяся

Водоотдача при

Коэффициент

№

Состав

вязкость,

промежуточном

смазки

МПа·с

давлении, мл

Базовая суспензия

0.21

8.0

Базовая суспензия + 2% RH-97D

0.11

6.4

Базовая суспензия + 2% графита

0.14

7.2

Базовая суспензия + 2% SMJH-1

0.09

6.0

Базовая суспензия + 2% наноэмульсии

0.12

6.0

Базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 1 наноэмульсии

0.090

5.6

Базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 2% наноэмульсии

0.071

5.2

Базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 3% наноэмульсии

0.061

34.5

5.0

Базовая суспензия + 2% SMJH-1 + 4% наноэмульсии

0.058

5.0

Таблица 9. Общие результаты оценки эффективности системы

Коэффициент

Степень извлечения

Условия

PV,

ρg, cм³

YP, Па

FLAPI, мл

FLHTHP, мл

эффективности

породы при прокатке в

испытаний

МПа·с

смазки

печи, %

1.40

5.5

3.2

8.0

88.6

1.82

3.6

8.8

87.4

150°С/16 ч

1.95

7.5

3.6

9.2

0.07

86.2

2.15

10.5

3.8

9.8

0.08

88.1

керне (рис. 10-14). В табл. 10 приведены данные

эксперимента по расширению бурового раствора и

результаты расчета проницаемости. Эксперименты

где Q - расход жидкости через керн в единицу вре-

1, 3, 5, 7, 9 - по водопроницаемости, а остальные -

мени, мм³/с; μ - вязкость жидкости, Па·с; L - длина

по проницаемости бурового раствора.

сердечника, мм; ΔP - перепад давления до и после

Эксперименты были разделены на 10 групп,

прохождения жидкости через керн, Па; A - пло-

степень расширения бурового раствора NPAP-2

щадь поперечного сечения при фильтрации жидко-

рассчитывали по просачиваемости воды и NPAP-2

сти через керн, мм².

через керн. Ограничивающее давление в экспери-

Степень расширения бурового раствора NPAP-2

менте начиналось с 3.2 МПа и увеличивалось каж-

может быть установлена как отношение экспери-

дый раз на 2 МПа до 11.2 МПа. В соответствии с

ментальной относительной проницаемости буро-

рис. 10-14, при повышении ограничивающего дав-

вого раствора к результатам сравнительного экспе-

ления значения входного и выходного давлений

риментального исследования проницаемости:

также будут увеличиваться. По мере возрастания

ограничивающего давления разность между ним и

давлением на входе находится в пределах 1 МПа, а

разность между давлением на выходе и ограничи-

вающим давлением составляет около 2 МПа. Точ-

но так же изменение ограничивающего давления

Средний перепад давлений представляет со-

мало влияет на степень расширения. При ограни-

бой среднее значение разности между давлением

чивающем давлении 3.2 МПа степень расширения

в кольцевом пространстве и противодавлением в

составляет 89.73%, при 5.2-11.2 МПа - 89.72%.

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

127

Таблица 10. Параметры экспериментов по расширению воды и бурового раствора NPAP-2 , время проведения

эксперимента 60 мин

Номер эксперимента

Q, мм³/с

A, мм²

μ, Па·с

ΔP, Па

Степень расширения, %

78.5

2.98×10^-3

5.9×10⁵

89.73

78.5

29×10^-3

5.9×10⁵

78.5

2.98×10^-3

7.6×10⁵

89.72

78.5

29×10^-3

7.6×10⁵

78.5

2.98×10^-3

1.08×10⁶

89.72

78.5

29×10^-3

1.08×10⁶

78.5

2.98×10^-3

1.13×10⁶

89.72

78.5

29×10^-3

1.13×10⁶

78.5

2..8×10^-3

1.69×10⁶

89.72

78.5

29×10^-3

1.69×10⁶

Таким образом, в условиях высокого пластового

до тех пор, пока давление на входе не сравнивалось

давления система NPAP-2 по-прежнему позволяет

с давлением в кольцевом пространстве. Значение

выполнять операцию тампонирования и обладает

выходного давления указывает на эффективность

хорошими тампонажными свойствами.

расширения NPAP-2. Через 55 мин оно начинало

снижаться, а наночастицы в NPAP-2 стали расши-

При ограничивающем давлении 3.2 МПа (см.

рис. 10) наблюдались пульсации входного дав-

ряться и закупоривать поры керна. По мере непре-

рывной закачки NPAP-2 давление на входе и в коль-

ления, так как на закачиваемую систему NPAP-2

влияло давление насоса и в определенной степени

цевом пространстве демонстрировало тенденцию к

росту, а значит эффективность расширения NPAP-2

ограничивающее давление, в то время как выход-

была выше.

ное давление сильно не колебалось. В начале закач-

ки система NPAP-2 не могла сразу проникать в керн

По мере дальнейшего роста давления в коль-

из-за высокого давления в кольцевом пространстве,

цевом пространстве входное и выходное давле-

поэтому давление на входе начинало постепенно

ния увеличиваются, а время расширения NPAP-2

повышаться. Система NPAP-2 не проникала в керн

сокращается (см. рис. 10-14). При давлении в коль-

Рис. 10. График изменения давления в эксперименте по

Рис. 11. График изменения давления в эксперименте по

расширению № 2.

расширению № 4.

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

128

SHUO YANG и др.

Рис. 12. График изменения давления в эксперименте по

Рис. 13. График изменения давления в эксперименте по

расширению № 6.

расширению № 8.

цевом пространстве 5.2, 7.2, 9.2 и 11.2 МПа время

Механизм действия системы NPAP-2. Поток в

расширения увеличивалось на 1, 2, 2 и 2 мин со-

каналах трещин и пор блокируется по мере расши-

ответственно. При повышении давления на 2 МПа

рения GF-1 (рис. 15), но одного GF-1 недостаточно

для выполнения задачи тампонирования. Под дей-

время тампонирования сокращается на 3.18%, так

ствием снижения фильтрации закачкой SPNH про-

как под действием давления поры в породе сужа-

исходило уплотнение глины, а объединение SPNH

ются, что уменьшает количество наночастиц, ко-

с реагентом SMNA-1, препятствующим обруше-

торым требуется расширение, а это ведет к повы-

нию, способствовало формированию первого слоя

шению эффективности тампонирования. В то же

тампонирования. Затем в этот первый слой тампо-

время NPAP-2 взаимодействует с покрывающим

нирования под потоком SMJH-1 закачивали GF-1,

реагентом и противосолевым понизителем потерь

который постепенно расширялся и формировал

от фильтрации, способствуя вытеснению воды из

второй слой тампонирования. Наконец, ингибитор

керна и предотвращению гидратации.

SMJA за счет собственной диссоциации и адсорб-

ции катионных соединений ингибировал гидрата-

ционную дисперсию, адсорбируясь на поверхнос-

ти глины и породы, покрытой расширенным GF-1,

образуя последний слой защиты от проникновения

жидкости. Это обеспечивает абсолютное закупо-

ривание трещин и пор, прекращая дальнейшую

гидратацию пласта, и позволяет достичь предот-

вращения обрушения.

ВЫВОДЫ

На примере блока А Джунгарского бассей-

на было установлено, что неустойчивость ствола

скважины в сложных пластах связана с возник-

новением гидратации. Причинами гидратации яв-

ляются твердость и хрупкость толщи глинистого

Рис. 14. График изменения давления в эксперименте по

расширению № 10.

минерала, склонной к образованию микротрещин,

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

129

Рис. 15. Микроскопический механизм действия NPAP-2.

которые способствуют фильтрации бурового рас-

использовалось для оценки состава бурового рас-

твора в естественные каналы. В то же время после

твора в целом. В диапазоне перепадов давления

фильтрации повышалась чувствительность пласто-

5.9×10⁵-1.69×10⁶ Па степень расширения бурового

вой воды к содержанию глинистых минералов при

раствора NPAP-2 составляла более 89%, а эффект

гидратации. В ходе анализа коэффициента давления

расширения был сильным, что полностью подхо-

обрушения установлено, что степень расширения

дило для обработки гидратированного пласта с це-

скважины высока, а это также является причиной

лью предотвращения обрушения.

неустойчивости ствола скважины. Следовательно,

необходимо разработать препятствующий обруше-

нию буровой раствор с высокой скоростью расши-

БЛАГОДАРНОСТИ

рения для предотвращения гидратации.

Данная работа была проведена при совмест-

Для решения проблемы гидратации в слож-

ной поддержке программ Инновационного фонда

ных пластах была разработана соответствующая

Petro-China: Исследование интеллектуального про-

наносильная ингибирующая и сильная тампони-

гнозирования сложных рисков в буровой практике

рующая система бурового раствора на основе по-

на основе машинного обучения (2020D-5007-0307),

лисульфоната калия (NPAP-2). Основные компо-

Исследование механизма и технологии защиты от

ненты системы: (3-5%) бентонитовой суспензии +

эрозии песка из среднего и мелкого геотермаль-

(0.1-0.5%) PFL + (2-4%) SML-4 + (0.5-1%) SMJA-1 +

ного ствола, Фонда социального развития Чан-

(3-6%) SMC\SMP\SPNH

(1-2%) SMJA

(3-7%) KCl + (2-4%) реагента, препятствующе-

чжоу (CE20205053) и Государственной ключевой

го обрушению (FF-III\SMNA-1) + (2-3%) GF-1 +

программы НИОКР: Термальная защита пласта

(1-3%) PB-1 + 1% QS-2 + (2-3%) наносмазываю-

рыхлого песчаника и эффективные технологии и

щего реагента + (1-2%) SMJH-1.

материалы для бурения и заканчивания скважин

Эксплуатационные испытания системы NPAP-2

(2019YFB1504201).

показали, что потери воды в условиях высокой тем-

пературы и высокого давления (HTHP) составили

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

менее 10 мл, степень извлечения образца породы -

более 86%, а слипание бурового шлама находилось

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

на приемлемом уровне. Испытание на расширение интересов, требующего раскрытия в этой статье.

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

130

SHUO YANG и др.

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Xionghu Z., Egwu S.B., Jingen D., Liujie M., Xiangru J.

Synthesis of asphalt nanoparticles and their effects on

Shuo Yang, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-

drilling fluid properties and shale dispersion // SPE

2173-1876

Drill & Compl. 2022. V. 37. № 01. P. 67-76. https://doi.

Song Deng, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-

org/10.2118/208589-PA

4322-8534

10.

Wang B., Sun J., Shen F., Li W., Zhang W. Mechanism

of wellbore instability in continental shale gas

Yixin Zhang, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-

horizontal sections and its water-based drilling fluid

0291-7352

countermeasures // Natural Gas Industry B. 2020. V. 7.

Caibao Wang, ORCID: https://orcid.org/0000-

P. 680-688. https://doi.org/10.1016/j.ngib.2020.04.008

0002-4996-8376

11.

Qu Y.Z., Tian K.P., Deng M.Y., Wang R., Xie G.

Environmental protection performance of anti-collapse

Lei Wang, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-

agents with different hydrophobic chain lengths // Chem.

5219-4589

Technol. Fuels Oils. 2020. V. 56. P. 363-372. https://doi.

org/10.1007/s10553-020-01147-1

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

12.

Qu Y.Z., Tian K.P., Deng M.Y., Wang R., Xie G. Influence

Zheng L., Chen B., Zhang Z., Tang J., Sun H. Anti-

of various hydrocarbon groups on the effectiveness and

environmental characteristics of anti-collapse agent for

collapse mechanism of CBM fuzzy-ball drilling fluid //

drilling fluids // Chem. Technol. Fuels Oils. 2020. V. 56.

Natural Gas Industry B. 2016. V. 3. P. 152-157. https://

P. 420-428. https://doi.org/10.1007/s10553-020-01153-3

doi.org/10.1016/j.ngib.2016.03.011

Yang L., Xie C., Ao T., Cui K., Jiang G., Bai B., Zhang Y.,

13.

Wang S., Shu Z., Chen L., Yan P., Li B., Yuan C., Jian L.

Yang J., Wang X., Tian W. Comprehensive evaluation

Low temperature green nano-composite vegetable-gum

of self-healing polyampholyte gel particles for the

drilling fluid // Appl. Nanosci. 2019. V. 9. P. 1579-1591.

severe leakoff control of drilling fluids // J. Petrol. Sci.

https://doi.org/10.1007/s13204-019-01033-1

Eng. 2022. V. 212. P. 110249. https://doi.org/10.1016/j.

14.

Duarte A.C.R., Ribeiro P.R., Kim N.R., Mendes J.R.P.,

petrol.2022.110249

Policarpo N.A., Vianna A.M. An experimental study of

Kai C.-M., Zhang F.-J., Cheng C.-L., Chen Q.-B.

gas solubility in glycerin based drilling fluid applied

Design synthesis and performance of anti-collapse

to well control // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 207.

drilling polymer mud with higher stability // Pigment &

P. 109194. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109194

Resin Technology. 2022. V. 51. P. 101-109. https://doi.

15.

Paixão M.V.G., da Silva Fernandes R., de Souza E.A.,

org/10.1108/PRT-10-2020-0111

de Carvalho Balaban R. Thermal energy storage

Sun W.J., Tian G.Q., Huang H.J., Lu G.M., Ke C.Y., Hui

technology to control rheological properties of drilling

J.F. Synthesis and characterisation of a multifunctional

fluid // J. Mol. Liq. 2021. V. 341. P. 116931. https://doi.

oil-based drilling fluid additive // Environ. Earth Sci.

org/10.1016/j.molliq.2021.116931

2018. V. 77. P. 793. https://doi.org/10.1007/s12665-018-

16.

Zhu W., Zheng X., Shi J., Wang Y. A high-temperature

7982-5

resistant colloid gas aphron drilling fluid system prepared

You F-c., Zhou S-s., Ke D., Huang Y. Effect of a novel

by using a novel graft copolymer xanthan gum-AA/AM/

lubricant embedded with alcohol ether, amide and

AMPS // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 205. P. 108821.

amine motifs for silicate drilling fluid on bit balling and

https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108821

lubrication: an experimental study // Arab. J. Sci. Eng.

17.

Mech D., Das B.M., Sunil A., Areekkan M., Imaad S.

2022. https://doi.org/10.1007/s13369-022-06730-8

Formulation of a rice husk based non-damaging drilling

Jiang G., Ning F., Zhang L., Tu Y. Effect of agents on

fluid and its effect in shale formations // Energy and

hydrate formation and low-temperature rheology of

Climate Change. 2020. V. 1. P. 100007. https://doi.

polyalcohol drilling fluid // J. Earth Sci. 2011. V. 22.

org/10.1016/j.egycc.2020.100007

P. 652. https://doi.org/10.1007/s12583-011-0216-3

18.

Murtaza M., Tariq Z., Zhou X., Al-Shehri D., Mahmoud M.,

Zhang G., He S., Tang M., Kong L. The mechanism and

Kamal M.S. Okra as an environment-friendly fluid loss

countermeasures of inclined well wellbore instability in

control additive for drilling fluids: Experimental &

Dibei deep coal seam // J. Pet. Explor. Prod. Technol.

modeling studies // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 204.

2022. V. 1. P. 16. https://doi.org/10.1007/s13202-022-

P. 108743. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108743

01483-4

19.

Rezaei A., Shadizadeh S.R. State-of-the-art drilling fluid

Xiong Z., Tao S., Li X., Shan W., Dong H. Development

made of produced formation water for prevention of clay

and application of anti-collapse & anti-drag agent for

swelling: Experimental investigation // Chem. Eng. Res.

drilling fluid // Procedia Engineering. 2014. V. 73.

Des. 2021. V. 170. P. 350-365. https://doi.org/10.1016/j.

P. 55-62. https://doi.org/10.1016/j.proeng.2014.06.170

cherd.2021.04.012

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ И ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СИСТЕМ

131

20.

Ettehadi A., Ülker C., Altun G. Nonlinear viscoelastic

its significance for hydrocarbon exploration // Special

rheological behavior of bentonite and sepiolite drilling

Oil and Gas Reservoirs. 2019. V. 26. № 01. P. 87-93.

fluids under large amplitude oscillatory shear // J. Petrol.

https://doi.org/10.3969/j.issn.1006-6535.2019.01.015

Sci. Eng. 2022. V. 208. Pt. B. P. 109210. https://doi.

29.

Tan S.Q. Definition of hydrocarbon accumulation

org/10.1016/j.petrol.2021.109210

key period in central area of Junggar Basin and its

21.

Gao X., Zhong H., Zhang X., Chen A., Qiu Z., Huang W.

petroleum geology significance // Fault-block Oil and

Application of sustainable basil seed as an eco-friendly

Gas Field. 2013. V. 20. № 5. P. 551-555. https://doi.

multifunctional additive for water-based drilling fluids //

org/10.6056/dkyqt201305002 http://www.dkyqt.com/#/

Petrol. Sci. 2021. V. 18. № 4. P. 1163-1181. https://doi.

digest?ArticleID=3180

org/10.1016/j.petsci.2021.05.005

30.

Vivas C., Salehi S. Rheological investigation of effect

22.

Shen X., Jiang G., Li X., He Y., Yang L., Cui K., Li W.

of high temperature on geothermal drilling fluids

Application of carboxylated cellulose nanocrystals as

additives and lost circulation materials // Geothermics.

eco-friendly shale inhibitors in water-based drilling

2021. V. 96. P. 102219. https://doi.org/10.1016/j.

fluids // Colloids Surf. A. Physicochem. Eng. Asp.

geothermics.2021.102219

2021. V. 627. P. 127182. https://doi.org/10.1016/j.

31.

Xiao Y., Yang H.Y., Li C.C. Study on drilling fluid

colsurfa.2021.127182

system for Shahejie Formation of paleogene in offshore

23.

He J., Lu Y., Tang J., Ou C. Effect of seepage flow on

oilfield // Contemporary Chemical Industry. 2018.

gas loss during the removal of shale core immersed

in a drilling fluid // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2021. V. 94.

V. 47. № 02. P. 316-319. https://doi.org/10.3969/j.

P. 104080. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.104080

issn.1671-0460.2018.02.026

24.

Bavoh C.B., Adam J.M., Lal B. Specific heat capacity

32.

Wang X.B. Application of strong-inhibition water-based

of xanthan gum/PAC polymer-based drilling fluids: An

drilling fluid in shale gas horizontal wells of Changning

experimental and correlation study // Materials Today:

Block // Nature Gas Exploration and Development.

Proceedings. 2021. V. 57. Pt. 3. P. 1002-1007. https://

2017. V. 40. № 01. P. 93-100. http://dx.doi.org/10.12055/

doi.org/10.1016/j.matpr.2021.08.028

gaskk.issn.1673-3177.2017.01.016

25.

Zhao K., Fan J., Yu B., Han J.Y., Xu Y.H., Gao S.H.

33.

Li Y., Yang G.X., Fan Z.G. The research on polyamine

Research progress of wellbore stability in hard brittle

and anti-sloughing polymer drilling fluid and its

shale // Oil Drilling and Production Technology. 2016.

application in Sichuan // J. Oil Gas Technol. 2014.

V. 38. № 03. P. 277-285. https://doi.org/10.13639/j.

V. 36. № 12, P. 137-142. https://doi.org/10.3969/j.

odpt.2016.03.001

issn.1000-9752.2014.12.033

26.

Liu X.L., You F.C., Wu S.Z., Yan R., Deng C. Mechanism

34.

Chen Y.J., Deng C.G., Ma T.S. A risk assessment method

analysis of shale wellbore instability and drilling

of wellbore instability based on the reliability theory //

fluid countermeasures // Contemporary Chemical

Nature Gas Industry. 2019. V. 39. № 11. P. 97-104.

Industry. 2020. V. 49. № 01. P. 129-133. http://dx.doi.

http://dx.doi.org/10.3787/j.issn.1000-0976.2019.11.013

org/10.3969/j.issn.1671-0460.2020.01.032

35.

Kong Y., Yang X.H., Xu J. Study and application of

27.

Chen Z.X., Lan F., Liang W., Zhang S.Q. Research and

a high temperature drilling fluid with strong plugging

application of anti-high-temperature and anti-collapse

capacity // Drill. Fluid Complet. Fluid.

2016.

drilling fluid in deep well in niudong area of North China //

Oilfield Chem. 2019. V. 36. № 1. P. 1-6. https://doi.

V. 33. № 06. P. 17-22. http://dx.doi.org/10.3969/j.

org/10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.001

issn.1001-5620.2016.06.003

28.

Zheng S. Sedimentary pattern of the shallow-water delta

36.

Test method for physical and chemical properties of

in the sangonghe formation of central junggar basin and

shale by drilling fluid: SY/T 5613-2016 [S], 2016.

НЕФТЕХИМИЯ том 63 № 1 2023