Разработка составов и регулирования свойств утяжеленного бурового раствора на основе кембрийской глины

Development of compositions and control of properties of weighted drilling mud based on cambrian clay

P.A. BLINOV,
V.V. NIKISHIN,
M.M. SOKOLOVA
St. Petersburg, 199106, Russian Federation

В настоящее время наиболее распространенным материалом для приготовления буровых растворов является модифицированный бентонитовый глинопорошок. Модификация заключается в добавлении к глинопорошкам полимеров, регулирующих фильтрационные и вязкостные свойства бурового раствора. В результате, качественный бентонит выступает в роли наполнителя. Вязкость бентонитовой суспензии достаточно велика и не позволяет добиться значительной плотности. При вскрытии зон аномально высоких пластовых давлений необходимо применять утяжеленные буровые промывочные растворы. В качестве таких растворов может выступать меловой раствор или растворы с добавлением утяжелителей, таких как барит, магнетит, гематит, микрокальцит и т.д. Альтернативой может стать глинистый раствор на основе слабонабухающих кембрийских глин, обладающий низкой вязкостью при сравнительно большой плотности.

В основе данной работы – полимеризация растворов из необработанной кембрийской глины с целью снижения затрат и сокращения времени на производственные работы в процессе разведочного бурения.

Currently, the most common material for the preparation of drilling fluids is modified bentonite clay powder. The modification consists in adding polymers to clay powders that regulate the filtration and viscosity properties of the drilling fluid. As a result, high-quality bentonite acts as a filler. The viscosity of the bentonite suspension is quite high, and does not allow to achieve a significant density. When opening zones of abnormally high formation pressures (AHRP), it is necessary to use weighted drilling fluids. Such solutions can be a chalk solution or solutions with the addition of weighting agents, such as barite, magnetite, hematite, microcalcite, etc. An alternative to such solutions can be a clay solution based on weakly swelling Cambrian clays, which has a low viscosity at a relatively high density.
This work is based on the polymerization of solutions from untreated Cambrian clay in order to reduce costs and reduce time for production work in the process of exploration drilling.

Цель исследования
Снижение стоимости строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений.

Задачи исследования
1) анализ современного состояния рынка буровых растворов для бурения в условиях АВПД;
2) разработка методики исследования глинистой суспензии на основе кембрийской глины;
3) разработка составов утяжеленных буровых растворов с заданными технологическими свойствами на основе кембрийской глины.
Полученный раствор может применяться при бурении неустойчивых горных пород, при строительстве горизонтально-направленных скважин, в разведочном бурении в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) для создания достаточного противодавления при коэффициенте аномальности до 1,5.
Введение
Вскрытие зон аномально высоких пластовых давлений часто сопровождается осыпями, обвалами, сужением ствола скважины из-за набухания глинистых пород, вследствие чего возникают затяжки и посадки при спуске и подъеме колонны бурильных труб, а также прихваты и слом бурового оборудования.
Главными факторами обрушений и обвалов являются геологические условия формирования скелета породы и технологические требования, кроме того, прохождение фильтрата буровой жидкости в стенки скважины на существенную глубину. Значительное влияние на интенсивность обрушения стенок скважины оказывают: плотность буровой жидкости, невысокая механическая скорость бурения, многократные остановки и продолжительные простои [29].
Для предупреждения этих осложнений применяют разнообразные методы: использование растворов на углеводородной основе, утяжеленных полимерглиннистых буровых растворов, повышение плотности раствора и уменьшение водоотдачи, установка битумных или силикатных ванн, метод электрохимического закрепления горных пород или перекрытие неустойчивого интервала обсадной колонной [1–9].
На основании проделанного анализа источников, был подобрана методика применения полимерной утяжеленной глинистой буровой жидкости. Так как данные растворы в полной мере отвечают условиям промывки скважины, характеризуются низким показателем фильтрации, высокими реологическими, ингибирующими и смазывающими признаками, не проявляют отрицательного воздействия на потенциал продуктивного пласта [29].
Показатели растворов корректируются в широком диапазоне с учетом геологических и иных условий [11–13].

Основная часть
Глинистые породы являются самым распространенным типом отложений в осадочной оболочке Земли. Из числа осадочных пород на долю глинистых приходится около 70 %. По минеральному составу глинистые породы представляют собой полиминеральные образования, состоящие, как правило, из минералов каолинитовой, гидрослюдистой и монтмориллонитовой группы. Глины в качестве материала для приготовления буровых растворов можно разделить на три вида: монтмориллонитовые, каолинит-гидрослюдистые и палыгорскитовые глины, из которых преимущественное распространение получили первые, названные бентонитом. Бентонитовые глины являются центральным и ведущим сырьем для производства глинопорошков. Они обеспечивают наибольший выход из 1 т глины, что ведет к падению концентрации твердой фазы в растворе, отличаются ярко выраженными тиксотропными свойствами. Каолинитовые глины в чистом виде для создания буровых растворов не используются, поскольку трудно диспергируются в воде, однако они являются составной частью глин иных видов. Гидрослюдистые глины свободно применяются как местные материалы для буровых растворов. Для гидрослюдистых минералов характерна высокая коллоидальность, хорошие адсорбционные качества. Палыгорскитовая глина имеет волокнистое строение и высокую гидрофильность. При приготовлении буровых жидкостей применяют, преимущественно, глинопорошки, состоящие из бентонитовых, гидрослюдистых и палыгорскитовых глин. Использование бентонитовых глинопорошков экономически выгодно, так как позволяет уменьшить затраты материалов. Применение гидрослюдистых глинопорошков ведет к удорожанию бурового раствора в сопоставлении с растворами из местных комовых глин [15–17].
Рассмотрим особенности и состав красноярских кембрийских серо-голубых глин. Обозреваемая система наиболее ясно описана нижним отделом. К кембрийской системе нижнего отдела относим калтатскую и торгашинскую свиты. Выделены 3 типа разреза, представленные следующими отложениями: карбонатные отложения, мощность которых составляет около 800–900 м.; второй тип содержит известняковый состав с прослоями темно-голубых глинистых доломитов; третий тип сложен преимущественно темными известняками, зеленовато-серыми и голубыми глинистыми алевролитами, мергелями, а также редкими доломитами, имеющими неоднородный состав. Для рассмотренных типов характерна горизонтальная слоистость. Что касается торгашинской свиты, то для нее присуще сложение светло-розовыми гравелитами, брекчиями, а также известняками. Кроме того, свита имеет довольно мощный пласт темно-серых мергелей с ярко выраженными прослоями глинистых отложений. Глинистая составляющая рассмотренной выше свиты в основном хлоритовая. Данная особенность связана с притоком высокоминерализованных вод, имеющих немалую хлоридность, в дополнение зафиксировано содержание брома с низким хлор-бромовым коэффициентом (около 1,13). Отмечены такие акцессорные минералы как: ильменит, магнетит, циркон, анастаз, апатит и турмалин. Пластичность обозреваемых глин умеренная (около 21, 26). Химический состав исследуемого сырья: SiO2 (64,72 %); Al2O3 (21,16 %); Fe2O3 (1,40%); CaO(1,20%); MgO(0,56 %); P2O5 (0,3 %);
∆mпрк (10,73 %).
Кембрийские системы Красноярского края и Ленинградской области существенно различны не только слагающими данные системы горными породами, но и мощностью представленных глин, а главное свойствами. Кембрийская система Красноярского края весьма сложна и насыщена многообразием отложений. Нижнекембрийские глины Ленинградской области отличаются от «красноярских» постоянством химического состава (SiO2 (60,64 %); Al2O3 (18,00 %.);Fe2O3 (4,79 %); FeO (2,61 %)), а главное, хорошей пластичностью. Помимо этого, глины Ленинградской области обладают повышенной влажностью, что отличает их от «красноярских». Так как по влажности допускается косвенно судить о плотностных свойствах, следовательно, данные глины имеют пониженную плотность в отличие от «красноярских», что указывает на их высокую степень разуплотнения. Из общего выделим гидрослюдистый состав, преимущественно у «красноярских» глин.

Методы исследования
Поэтапно разберем методику исследования представленных выше глин и выведем некоторые зависимости в виде графического материала. Первой ступенью работ является приготовление растворов до максимальных плотностей: 1050, 1100, 1200, 1500 и 1700 кг/м3. Далее необходимо удостовериться в точности заданных плотностей, соответственно, данную процедуру проводим с использованием прибора «ареометр АБР-1», который ориентирован на определение плотности глинистых и цементных растворов. Затем определялись условные вязкости растворов, после чего было сделано заключение о том, что наиболее ориентированными на дальнейшее изучение оказались растворы, имеющие плотности, равные 1200 и 1500 кг/м3.
Измерение условной вязкости буровых растворов осуществляется с помощью прибора СПВ-5. Порядок проведения исследования следующий: условная вязкость измеряется временем истечения 500 см3 раствора через трубку вискозиметра диаметром 5 мм, воронка которого заполняется 700 см3. Ровно через сутки устанавливаем суточные отстои растворов. По полученным результатам выявляем, что суточный отстой раствора, имеющий плотность 1200 кг/м3 – равен 28 %, а суточный отстой раствора плотностью 1500 кг/м3 – равен 2 %. Помимо этого, в ходе работы были определены такие важные параметры, как структурная вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига для всех растворов. Структурная вязкость и ДНС получены с использованием прибора ВСН-3, на котором были сняты показания углов закручивания шкалы прибора при 600 и 300 об./мин. СНС растворов рассчитываются после определения на приборе СНС-2 начального и максимального углов закручивания. Заключительным этапом в определении показателей является измерение водоотдачи и толщины фильтрационной корки на приборе ВМ-6 для растворов с плотностями 1200 и 1500 кг/м3. Проанализировав полученные параметры, отметим высокие показатели структурной вязкости, ДНС, водоотдачи и толщины фильтрационных корок рассмотренных выше растворов. Следовательно, прибегаем к использованию полимеров (полимеризация растворов). Раствор плотностью 1200 кг/м3 поэтапно обрабатываем полимером, называемый полиэтилцеллюлоза (табл. 1). Имеет смысл подчеркнуть эффективность действия этого полимера в отношении раствора: повышение условной вязкости в 1,5 раза (рис. 1), значительное снижение суточного отстоя (в 28 раз) (рис. 2), увеличение структурной вязкости и ДНС примерно в 2 раза (рис. 3, 4, 5); самое важное – снижение водоотдачи в 8 раз (рис. 6), а также величины толщины фильтрационной корки в 2 раза (рис. 7).

При обработке раствора плотностью 1500 кг/м3 полимером «полиэтилцеллюлоза» настолько высокую результативность отметить нельзя, наоборот, отмечается значительное повышение водоотдачи и величины толщины фильтрационной корки, чего быть, само собой разумеется, не должно. Таким образом, проведем серию экспериментов с добавлением другого полимера– ПАЦ-В, который является полимером высокой вязкости, применяется для контроля вязкости и водоотдачи растворов на водной основе. Представленный реагент использовался при различных концентрациях. Наиболее оптимальные параметры при добавлении 1; 1,5; 2 г полимера в раствор (табл. 2). При определении реологических параметров применялся прибор Вискозиметр FANN 35SA (рис. 8). В подобных вискозиметрах испытуемый раствор находится в кольцевом зазоре между цилиндром и бобом. Вращение внешнего цилиндра устанавливается с известной скоростью посредством системы прецизионного управления частоты вращения электродвигателя. Сопротивление вязкости раствора создает момент на внутреннем полом или цельном диагностирующем теле. Соответственно, данный момент подается на прецизионную пружину, отход которой определяется, далее регулируется, принимая во внимание положения испытания и постоянные механизма. Такая система допускает осуществлять действительное моделирование наиболее важных условий технологических разработок, концентрирующихся в условиях производства. Анализ полученных данных свидетельствует о заметном снижении и стремлении к минимуму структурной вязкости и динамического напряжения сдвига, что представляет практический интерес в использовании раствора. Помимо этого, подчеркнем уменьшение водоотдачи и толщины фильтрационной корки примерно в 5 раз (рис. 9, 10).

Результаты
Результаты, выводы и направления использования полученных составов буровых растворов могут быть применены на предприятиях, осуществляющих буровые работы, как в нормальных геологических условиях, так и при наличии зон АВПД. Подводя итоги, подчеркнем положительную динамику изменения параметров при обработке растворов полимерами полиэтилцеллюлоза и ПАЦ-В. Особенно результативной для раствора плотностью 1200 кг/м3 оказалась обработка полиэтилцеллюлозой, для раствора плотностью 1500 кг/м3 – ПАЦ-В.
Помимо действенной обработки растворов следует отметить экономическую составляющую используемых глин. Сравнение ценового диапазона необработанной глины и бентонитовой глины, применяемой при горизонтально-направленном бурении, показало наиболее целесообразным применение первой, так как средняя цена данного глинопорошка дешевле примерно в 2 раза.

Заключение
Полученный раствор может применяться при бурении неустойчивых горных пород, строительстве горизонтально-направленных скважин, в разведочном бурении в условиях АВПД для создания достаточного противодавления при коэффициенте аномальности до 1,5. Направлением дальнейших исследований применения кембрийских глин в качестве твердой фазы бурового раствора является исследование их свойств в условиях высоких температур и солевой агрессии пластовых флюидов.

Литература

1. Morenov V., Leusheva E., Liu T. (2021). Development of a weighted barite-free formate drilling mud for well construction under complicated conditions. Polemers, 13(24),4457. DOI: 10.3390/polym13244457.
2. Liu T., Leusheva E.L., Morenov V.A., Zheng S., Yu Y. (2020). Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling. Energies, 13(18),4704. DOI: 10.3390/en13184704.
3. Ulyasheva N.M., Leusheva E.L., Galishin R.N. (2020).Development of the drilling mud composition for directional wellbore drilling considering rheological parameters of the fluid. Journal of Mining Institute, 244(4), с. 454-461. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.8.
4. Liu F., Yao H., Liu Q., Wang, D., Deng, Y. (2021). Nano-silica/polymer composite as filtrate reducer in water-based drilling fluids. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 627,127168. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2021.127168.
5. Jimoh M.O., Salawudeen T.O., Arinkoola A.O., Daramola M.O. (2021). Rheological study of a new water-based drilling fluid using Ubakala clay in the presence of natural polymer. Chemical Engineering Communications, 208(9), с. 1335-1343. DOI: 10.1080/00986445.2020.1774374.
6. Ariyaratna T.M., Obeyesekere N.U., Jayaneththi T.S., Wylde J.J. (2021). Inhibiting Calcium Chloride Heavy Brines to be Used as Drilling Fluids: Hurdles Encountered in Treatment, Application, Corrosion Mitigation, Solubility, and Foaming Tendencies for Drilling Sites in Canada. Proceedings - SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 2021-December. DOI: 10.2118/204337-MS.
7. Gaidarov A.M., Khubbatov A.A., Khrabrov D.V., Gaidarov M.M.-R., Kurbanov S.M. (2020). Development of thermostable drilling fluids with aqueous dispersion medium. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, 2020(5), с. 56-59. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-5-56-59.
8. Gaidarov A.M., Khubbatov A.A., Pishchukhi, V.M., Gaidarov M.M.-R. (2022). Selection of rheological indicators of drilling fluids for wellbore cleaning. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, (1), с. 58-62. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-58-62.
9. Rajak V.K., Gautam S., Ajit K.P., Kiran R., Madhumaya A. (2022). Rheological Property Measurement and Application of Formate-Based Drilling Fluids at Elevated Temperatures. Mapan - Journal of Metrology Society of India, 37(3), с. 665-681. DOI: 10.1007/s12647-022-00546-5.
10. Leusheva E., Alikhanov N., Morenov V. (2022). Barite-Free Muds for Drilling-in the Formations with Abnormally High Pressure. Fluids, 7(8), 268. DOI: 10.3390/fluids7080268.
11. Dvoynikov, M., Sidorov, D., Kambulov, E., Rose, F., Ahiyarov, R. (2022). Salt Deposits and Brine Blowout: Development of a Cross-Linking Composition for Blocking Formations and Methodology for Its Testing. Energies, 15(19),7415. DOI: 10.3390/en15197415.
12. Ali I., Ahmad M., Ganat T. (2022). Biopolymeric formulations for filtrate control applications in water-based drilling muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 210,110021. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.110021.
13. Leusheva E., Morenov V., Moradi S.T. (2020). Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud. International Journal of Engineering, Transactions B: Applications, 33(5), с. 934-939. DOI: 10.5829/IJE.2020.33.05B.26.
14. Averkina E.V., Shakirova E.V. (2019). Specifics of drilling wells in the abnormally-high-pressure rock beds in the oil-and-gas fields of Eastern Siberia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 229(1),012032. DOI: 10.1088/1755-1315/229/1/012032.
15. Murtaza M., Kamal M. S., Hussain S. M. S., Mahmoud M. (2022). Clay Swelling Inhibition Using Novel Cationic Gemini Surfactants with Different Spacers. Journal of Surfactants and Detergents, 23(5), pp. 963-972. DOI: 10.1002/jsde.12420.
16. Deshmukh S., Motta M.D., Prabhudesai S., Mihalic B.A., Dey R.S. (2021). Use of micronized weighting agents for high density completion fluids. Proceedings of the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference, APDT, Society of Petroleum Engineers (SPE).
17. Wang Q., Ma Z., Yuan X., Zhang H., Zhang R. (2018). Application of Ultra Fine Ilmenite Powder as Drilling Fluid Weighting Agent. Drilling Fluid and Completion Fluid, 35(3), с. 17-24 DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.003.
18. Махаматхожаев Д.Р., Махмутов М.С., Мелибаев Ж.М., Абдурахмонов Х.Б. (2017). Результаты промышленного испытания ингибирующего соленасыщенного утяжеленного глинистого бурового раствора на параметрической скважине №1 площади Учкызыл Республики Убекистан. Молодой ученый, – 91–94.
19. Бакиров Д.Н., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М., Закиров Н.Н., Ваулин В.Г., Волкова Л.А. (2022). Формиатный утяжеленный буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – № 1(349). – С. 22–28. DOI: 10.33285/0130-3872-2022-1(349)-22-28.
20. Сенюшкин С.В., Шумилкина О.В., Печурки Ю.М., Корнилова А.К., Гресько Р.П., Кулигин А.В. (2018). Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор: пат. RU 2655281 C1.
21. Махаматхожаев Д.Р., Рахматов Ш.Д., Джураев Ш.А. (2018). Состав безглинистого бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта на месторождении Каражида. Булатовские чтения. – С. 181–187.
22. Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А., Бабушкин Э.В., Фаттахов М.М., Ваулин В.Г., Волкова Л.А., Шарипова Э.Ф. (2019). Буровой раствор для строительства глубоких поисково-разведочных скважин на севере Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – С. 18–22.
23. Живаева В.В., Ножвина О.В., Капитонов В.А. (2020). Разработка рецептур утяжеленных высокоминерализованных буровых растворов и определение их корозионной активности // Нефть. Газ. Новации. – С. 29-33.
24. Живаева В.В., Ножкина О.В., Гладкова Д.А., Капитонов В.А. (2017). Выбор и исследование основы высокоминерализованных буровых растворов для промывки наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях АВПД. Ашировские чтения. – С. 40–48.
25. Янгиров Ф.Н., Султанов Д.Р., Чудновская А.В., Дихтярь Т.Д. (2019). Разработка рецептуры ингибированного раствора для бурения активных глин. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – С. 29–36. DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-1-29-36.
26. Rana A., Saleh T.A. (2022). An investigation of polymer-modified activated carbon as a potential shale inhibitor for water-based drilling muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 216,110763. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110763.
27. Alade, O., Mahmoud M., Al-Nakhli A. (2023). Rheological studies and numerical investigation of barite sag potential of drilling fluids with thermochemical fluid additive using computational fluid dynamics (CFD). Journal of Petroleum Science and Engineering, 220,111179. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.111179.
28. Renna S., Flora Sabatino L.M., Viareggio A., Colombo M., Parisi S. Kaolinite Effects on Injectivity Impairment: Field Evidence & Laboratory Results. Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition (2022). DOI: 10.2118/210432-MS.
29. Никишин В.В., Блинов П.А., Болдырев С.А. Анализ проводки скважин и разработка бурового раствора для бурения горизонтальных скважин в терригенных отложениях // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2022. - № 8 (128). – С. 14–17.
30. Tretyak A.Y., Ribalchenko Y.M., Onofrienko S.A. (2020). Drilling mud for drilling in abnormal conditions. Drilling mud for drilling in abnormal conditions, 2, с. 930-934. DOI: 10.1201/9781003014638-60.
31. Okoro E.E., Igwilo K.C., Mamudu A.O., Ekeinde E.B., Dosunmu A. (2018). Data on shale-water based drilling fluid interaction for drilling operation. Data in Brief, 19, с. 1620-1626. DOI: 10.1016/j.dib.2018.06.014.
32. Choupani, M.A., Tabatabaee Moradi, S.S., Tabatabaei Nejad, S.A. (2022). Study on Attapulgite as Drilling Fluid Clay Additive in Persian Gulf Seawater. International Journal of Engineering Transactions C: Aspects, 35(3), с. 587-595. DOI: 10.5829/IJE.2022.35.03 C.12.

References

1. Morenov V., Leusheva E., Liu T. (2021). Development of a weighted barite-free formate drilling mud for well construction under complicated conditions. Polemers, 13(24),4457. DOI: 10.3390/polym13244457. (In English).
2. Liu T., Leusheva E.L., Morenov V.A., Zheng S., Yu Y. (2020). Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling. Energies, 13(18),4704. DOI: 10.3390/en13184704. (In English).
3. Ulyasheva N.M., Leusheva E.L., Galishin R.N. (2020). Development of the drilling mud composition for directional wellbore drilling considering rheological parameters of the fluid. Journal of Mining Institute, 244(4), pp. 454-461. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.8. (In English).
4. Liu F., Yao H., Liu Q., Wang, D., Deng, Y. (2021). Nano-silica/polymer composite as filtrate reducer in water-based drilling fluids. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 627,127168. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2021.127168. (In English).
5. Jimoh M.O., Salawudeen T.O., Arinkoola A.O., Daramola M.O. (2021). Rheological study of a new water-based drilling fluid using Ubakala clay in the presence of natural polymer. Chemical Engineering Communications, 208(9), pp. 1335-1343. DOI: 10.1080/00986445.2020.1774374. (In English).
6. Ariyaratna T.M., Obeyesekere N.U., Jayaneththi T.S., Wylde J.J. (2021). Inhibiting Calcium Chloride Heavy Brines to be Used as Drilling Fluids: Hurdles Encountered in Treatment, Application, Corrosion Mitigation, Solubility, and Foaming Tendencies for Drilling Sites in Canada. Proceedings - SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 2021-December. DOI: 10.2118/204337-MS. (In English).
7. Gaidarov A.M., Khubbatov A.A., Khrabrov D.V., Gaidarov M.M.-R., Kurbanov S.M. (2020). Development of thermostable drilling fluids with aqueous dispersion medium. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, 2020(5), pp. 56-59. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-5-56-59. (In English).
8. Gaidarov A.M., Khubbatov A.A., Pishchukhi, V.M., Gaidarov M.M.-R. (2022). Selection of rheological indicators of drilling fluids for wellbore cleaning. Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry, (1), pp. 58-62. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-58-62. (In English).
9. Rajak V.K., Gautam S., Ajit K.P., Kiran R., Madhumaya A. (2022). Rheological Property Measurement and Application of Formate-Based Drilling Fluids at Elevated Temperatures. Mapan - Journal of Metrology Society of India, 37(3), pp. 665-681. DOI: 10.1007/s12647-022-00546-5. (In English).
10. Leusheva E., Alikhanov N., Morenov V. (2022). Barite-Free Muds for Drilling-in the Formations with Abnormally High Pressure. Fluids, 7(8),268. DOI: 10.3390/fluids7080268. (In nglish).
11. Dvoynikov, M., Sidorov, D., Kambulov, E., Rose, F., Ahiyarov, R. (2022). Salt Deposits and Brine Blowout: Development of a Cross-Linking Composition for Blocking Formations and Methodology for Its Testing. Energies, 15(19),7415. DOI: 10.3390/en15197415. (In English).
12. Ali I., Ahmad M., Ganat T. (2022). Biopolymeric formulations for filtrate control applications in water-based drilling muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 210,110021. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.110021. (In English).
13. Leusheva E., Morenov V., Moradi S.T. (2020). Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud. International Journal of Engineering, Transactions B: Applications, 33(5), pp. 934-939. DOI: 10.5829/IJE.2020.33.05B.26. ( In English).
14. Averkina E.V., Shakirova E.V. (2019). Specifics of drilling wells in the abnormally-high-pressure rock beds in the oil-and-gas fields of Eastern Siberia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 229(1),012032. DOI: 10.1088/1755-1315/229/1/012032. (In English).
15. Murtaza M., Kamal M.S., Hussain S.M.S., Mahmoud M. (2022). Clay Swelling Inhibition Using Novel Cationic Gemini Surfactants with Different Spacers. Journal of Surfactants and Detergents, 23(5), pp. 963-972. DOI: 10.1002/jsde.12420. (In English).
16. Deshmukh S., Motta M.D., Prabhudesai S., Mihalic B.A., Dey R.S. (2021). Use of micronized weighting agents for high density completion fluids. Proceedings of the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference, APDT, Society of Petroleum Engineers (SPE). (In English).
17. Wang Q., Ma Z., Yuan X., Zhang H., Zhang R. (2018). Application of Ultra Fine Ilmenite Powder as Drilling Fluid Weighting Agent. Drilling Fluid and Completion Fluid, 35(3), pp. 17-24 DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.03.003. (In English).
18. Makhamatkhozhayev D.R., Makhmutov M.S., Melibayev Zh.M., Abdurakhmonov Kh.B. Rezul'taty promyshlennogo ispytaniya ingibiruyushchego solenasyshchennogo utyazhelennogo glinistogo burovogo rastvora na parametricheskoy skvazhine №1 ploshchadi Uchkyzyl Respubliki Ubekistan [Results of an industrial test of an inhibitory salt-saturated weighted clay drilling mud at parametric well No. 1 in the Uchkyzyl area of the Republic of Uzbekistan]. Molodoy uchenyy [Young educational, 2017, – pp. 91–94. (In Russian).
19. Bakirov D.N., Babushkin E.V., Fattakhov M.M., Zakirov N.N., Vaulin V.G., Volkova L.A. (2022). Formiatnyy utyazhelennyy burovoy rastvor dlya stroitel'stva skvazhin v usloviyakh anomal'no vysokikh plastovykh davleniy i povyshennykh temperatur [Formate weighted drilling fluid for well construction under conditions of abnormally high formation pressures and elevated temperatures]. // Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more. [Construction of oil and gas wells on land and at sea]. – no. 1(349). – pp. 22–28. DOI: 10.33285/0130-3872-2022-1(349)-22-28. (In Russian).
20. Senyushkin S.V., Shumilkina O.V., Pechurki Yu.M., Kornilova A.K., Gres'ko R.P., Kuligin A.V. Utyazhelennyy ingibirovannyy maloglinistyy burovoy rastvor [Weighted inhibited low-clay drilling fluid]. 2018, pat. RU 2655281 C1. (In Russian).
21. Makhamatkhozhayev D.R., Rakhmatov Sh.D., Dzhurayev Sh.A. (2018). Sostav bezglinistogo burovogo rastvora dlya vskrytiya produktivnogo gorizonta na mestorozhdenii Karazhida [The composition of the clay-free drilling fluid for the opening of the productive horizon at the Karazhida field]. Bulatovskiye chteniya [Bulatov readings] – pp. 181–187. (In Russian).
22. Bakirov D.L., Burdyga V.A., Babushkin E.V., Fattakhov M.M., Vaulin V.G., Volkova L.A., Sharipova E.F. (2019). Burovoy rastvor dlya stroitel'stva glubokikh poiskovo-razvedochnykh skvazhin na severe Zapadnoy Sibiri [Drilling fluid for the construction of deep exploration wells in the north of Western Siberia] // Neftepromyslovoye delo [Neftepromyslovoye delo]. – pp. 18–22.
23. Zhivayeva V.V., Nozhvina O.V., Kapitonov V.A. (2020). Razrabotka retseptur utyazhelennykh vysokomineralizovannykh burovykh rastvorov i opredeleniye ikh korozionnoy aktivnosti [Development of formulations for weighted highly mineralized drilling fluids and determination of their corrosive activity] Neft'. Gaz. Novatsii [Oil Gas Innovations] – pp. 29–33. (In Russian).
24. Zhivayeva V.V., Nozhkina O.V., Gladkova D.A., Kapitonov V.A. (2017). Vybor i issledovaniye osnovy vysokomineralizovannykh burovykh rastvorov dlya promyvki naklonno-napravlennykh i gorizontal'nykh skvazhin v usloviyakh AVPD [Selection and study of the basis of highly mineralized drilling fluids for flushing directional and horizontal wells under AHRP conditions]. Ashirovskiye chteniya [Ashirov reedings] – pp. 40–48. (In Russian).
25. Yangirov F.N., Sultanov D.R., Chudnovskaya A.V., Dikhtyar' T.D. Razrabotka retseptury ingibirovannogo rastvora dlya bureniya aktivnykh glin. [Development of an inhibited mud formulation for drilling active clays]. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov [Problems of collection, preparation and transport of oil and oil products]. 2019. – pp. 29–36. DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-1-29-36. (In Russian).
26. Rana A., Saleh T.A. (2022). An investigation of polymer-modified activated carbon as a potential shale inhibitor for water-based drilling muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 216,110763. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110763. (In English).
27. Alade, O., Mahmoud M., Al-Nakhli A. (2023). Rheological studies and numerical investigation of barite sag potential of drilling fluids with thermochemical fluid additive using computational fluid dynamics (CFD). Journal of Petroleum Science and Engineering, 220,111179. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.111179. (In English).
28. Renna S., Flora Sabatino L.M., Viareggio A., Colombo M., Parisi S. Kaolinite Effects on Injectivity Impairment: Field Evidence & Laboratory Results. Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition (2022). DOI: 10.2118/210432-MS (In English).
29. Nikishin V.V., Blinov P.A., Boldyrev S.A. Analiz provodki skvazhin i razrabotka burovogo rastvora dlya bureniya gorizontal'nykh skvazhin v terrigennykh otlozheniyakh [Analysis of well drilling and development of drilling fluid for drilling horizontal wells in terrigenous deposits]. // Neftegaz.RU [Neftegaz.RU]. (In Russian).
30. Tretyak A.Y., Ribalchenko Y.M., Onofrienko S.A. (2020). Drilling mud for drilling in abnormal conditions. Drilling mud for drilling in abnormal conditions, 2, pp. 930-934. DOI: 10.1201/9781003014638-60. (In English).
31. Okoro E.E., Igwilo K.C., Mamudu A.O., Ekeinde E.B., Dosunmu A. (2018). Data on shale-water based drilling fluid interaction for drilling operation. Data in Brief, 19, pp. 1620-1626. DOI: 10.1016/j.dib.2018.06.014. (In English).
32. Choupani, M.A., Tabatabaee Moradi, S.S., Tabatabaei Nejad, S.A. (2022). Study on Attapulgite as Drilling Fluid Clay Additive in Persian Gulf Seawater. International Journal of Engineering Transactions C: Aspects, 35(3), pp. 587-595. DOI: 10.5829/IJE.2022.35.03 C.12. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Блинов П.А.

    Блинов П.А.

    к.т.н., доцент кафедры бурения скважин

    ГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Никишин В.В.

    Никишин В.В.

    к.т.н., доцент кафедры бурения скважин

    ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет»

    Соколова М.М.

    Соколова М.М.

    студент кафедры бурения скважин

    ГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Просмотров статьи: 1218

    Top.Mail.Ru

    admin@burneft.ru