Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.20.№4.2018
Стр.
Скачать статью

Оценка воздействия минерального и органического ингибиторов на бентонитовую глину

Ф.В. Дегтярёв

Краткое сообщение

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.355-358

355-358
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

Надсолевой комплекс месторождения Республики Беларусь представлен высококоллоидальными пестроцветными глинистыми отложениями с прослоями неустойчивых песчаников и алевролитов, равномерно распределенных по всему разрезу. Бурение интервалов, представленных глинистыми отложениями, сопровождается осложнениями, вызванными набуханием глин, – прихваты, затяжки, сальникообразование. Набухание происходит при прохождении высококоллоидальных глин. В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина набухает, сужая ствол и снижая устойчивость стенок скважины. Для предупреждения или максимального снижения интенсивности набухания глин буровой раствор должен обладать высокой ингибирующей способностью. Такие свойства придают специальные реагенты-ингибиторы, которые являются основным компонентом ингибирующего бурового раствора. Создание подобного бурового раствора целесообразно начать с выбора реагента-ингибитора.
В данной статье приведено сравнение ингибирующего эффекта двух реагентов, относящихся к органическим (Полиэколь) и неорганическим (хлористый калий) соединениям. Для оценки эффективности данных реагентов использовался показатель увлажняющей способности. В ходе проводимого эксперимента наибольшую эффективность продемонстрировал органический реагент-ингибитор Полиэколь в концентрации 2%, а неорганический реагент-ингибитор хлористый калий привел к растрескиванию образцов. Результаты, полученные в ходе сравнения данных реагентов, лягут в основу разработки ингибирующего бурового раствора для бурения надсолевых отложений Припятского прогиба.

 

глина, набухание, осложнения, устойчивость ствола скважины, реагенты-ингибиторы, буровой раствор, показатель увлажняющей способности

 

  • Билецкий М.Т., Касенов А.К., Сушко С.М. (2013). Опыт использования ингибирующих буровых растворов с целью предотвращения геологических осложнений при прохождении пучащихся глин. Вестник Казахского национального технического университета имени К.И. Сатпаева, 3 (97), с. 16-22.
  • Бортников С.В. (2012). Активация щелочноземельного бентонита карбонатом натрия. Альманах современной науки и образования, 2 (57), с. 61-63.
  • Грим Р.Е. (1956). Минералогия глин. Москва: Издательство иностранной литературы, 457 с.
  • Егорова Е.В. (2010). Разработка ингибирующего бурового раствора для бурения в глинистых отложениях. Автореф. дис. канд. техн. наук. Астрахань, 194 с.
  • Замулин П.В. (2015) Виды буровых растворов. Развитие полимеросодержащих буровых растворов, их особенности и преимущества над остальными растворами. Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии: материалы Всероссийской конференции. Томск: Изд-во ТПУ, с. 591-596.
  • Кистер Э.Г. (1972). Химическая обработка буровых растворов. Москва: Недра, 392 с.
  • Кошелев В.Н., Гвоздь М.С., Растегаев Б.А., Ульшин В.А., Фаткуллин Т.Г. (2015). Выбор раствора для разбуривания глинистых пород. Бурение и нефть, 9, с. 27-32.
  • Масалида И.В. (2017). Исследование ингибирующих свойств органических и неорганических реагентов полимерглинистого бурового раствора. Проблемы геологии и освоения недр: труды XXI Межд. симпозиума им. ак. М.А. Усова. Томск: изд-во ТПУ, т. 2, с. 506-508.
  • Повжик П.П., Добродеева И.В., Дегтярев Ф.В. (2017). Изучение физико-химических свойств глиносодержащих образцов с целью подбора актуальных реагентов-ингибиторов гидратации глин. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 4, с. 21-24.
  • Повжик П.П., Дегтярев Ф.В. (2017). Лабораторные испытания ингибиторов глин и выбор оптимального реагента для безаварийного бурения надсолевой части Припятского прогиба. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 6, с. 4-8.
  • Салтыков В.В. (2008). Теория и практика вскрытия высокоглинистых терригенных коллекторов нефти и газа биополимерсолевыми растворами. Автореф. дис. докт. техн. наук. Тюмень, 43 с.
  • Середа Н.Г., Соловьев Е.М. (1974). Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва: Недра, 455 с.
  • Сулакшин С.С., Чубик П.С. (2011). Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 367 с.
  • Уляшева Н.М. (2008). Технология буровых жидкостей. Ухта: УГТУ, 164 с.
  •  

Филипп Вячеславович Дегтярёв
РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» БелНИПИнефть
Республика Беларусь, 246003, Гомель, ул. Книжная, д. 15б

 

Для цитирования:

Дегтярёв Ф.В. (2018). Оценка воздействия минерального и органического ингибиторов на бентонитовую глину. Георесурсы, 20(4), Ч.1, c. 355-358. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.355-358

For citation:

Degtjarjov F.V. (2018). Evaluation of mineral and organic inhibitor effects on bentonite clay. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 1, pp. 355-358. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.355-358

© 2025 <p>Ф.В. Дегтярёв</p>