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

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Только для подписчиков

Аннотация

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 результатам исследования образцов керна на этом участке и анализа данных каротажа сделан вывод, что микротрещины, 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 наноструктурированная высокоингибированная и сильная тампонирующая система бурового раствора на основе полисульфоната 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 устойчивость ствола скважины.

Об авторах

Yang Shuo

Changzhou University

Email: petrochem@ips.ac.ru
213164, Changzhou, China

Deng Song

Changzhou University

Email: dengsong@cczu.edu.cn
213164, Changzhou, China

Zhang Xiaopeng Yan Yixin

Changzhou University

Email: petrochem@ips.ac.ru
213164, Changzhou, China

Hao Hongda

Changzhou University

Email: petrochem@ips.ac.ru
213164, Changzhou, China

Wang Caibao

Changzhou University

Email: petrochem@ips.ac.ru
213164, Changzhou, China

Wang Lei

Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering

Автор, ответственный за переписку.
Email: petrochem@ips.ac.ru
100083, Beijing, China

Список литературы

  1. Zheng L., Chen B., Zhang Z., Tang J., Sun H. Anti-collapse mechanism of CBM fuzzy-ball drilling fluid // Natural Gas Industry B. 2016. V. 3. P. 152-157. https://doi.org/10.1016/j.ngib.2016.03.011
  2. Yang L., Xie C., Ao T., Cui K., Jiang G., Bai B., Zhang Y., Yang J., Wang X., Tian W. Comprehensive evaluation of self-healing polyampholyte gel particles for the severe leakoff control of drilling fluids // J. Petrol. Sci. Eng. 2022. V. 212. P. 110249. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110249
  3. Kai C.-M., Zhang F.-J., Cheng C.-L., Chen Q.-B. Design synthesis and performance of anti-collapse drilling polymer mud with higher stability // Pigment & Resin Technology. 2022. V. 51. P. 101-109. https://doi.org/10.1108/PRT-10-2020-0111
  4. Sun W.J., Tian G.Q., Huang H.J., Lu G.M., Ke C.Y., Hui J.F. Synthesis and characterisation of a multifunctional oil-based drilling fluid additive // Environ. Earth Sci. 2018. V. 77. P. 793. https://doi.org/10.1007/s12665-018-7982-5
  5. You F-c., Zhou S-s., Ke D., Huang Y. Effect of a novel lubricant embedded with alcohol ether, amide and amine motifs for silicate drilling fluid on bit balling and lubrication: an experimental study // Arab. J. Sci. Eng. 2022. https://doi.org/10.1007/s13369-022-06730-8
  6. Jiang G., Ning F., Zhang L., Tu Y. Effect of agents on hydrate formation and low-temperature rheology of polyalcohol drilling fluid // J. Earth Sci. 2011. V. 22. P. 652. https://doi.org/10.1007/s12583-011-0216-3
  7. Zhang G., He S., Tang M., Kong L. The mechanism and countermeasures of inclined well wellbore instability in Dibei deep coal seam // J. Pet. Explor. Prod. Technol. 2022. V. 1. P. 16. https://doi.org/10.1007/s13202-022-01483-4
  8. Xiong Z., Tao S., Li X., Shan W., Dong H. Development and application of anti-collapse & anti-drag agent for drilling fluid // Procedia Engineering. 2014. V. 73. P. 55-62. https://doi.org/10.1016/j.proeng.2014.06.170
  9. Xionghu Z., Egwu S.B., Jingen D., Liujie M., Xiangru J. Synthesis of asphalt nanoparticles and their effects on drilling fluid properties and shale dispersion // SPE Drill & Compl. 2022. V. 37. № 01. P. 67-76. https://doi.org/10.2118/208589-PA
  10. Wang B., Sun J., Shen F., Li W., Zhang W. Mechanism of wellbore instability in continental shale gas horizontal sections and its water-based drilling fluid countermeasures // Natural Gas Industry B. 2020. V. 7. P. 680-688. https://doi.org/10.1016/j.ngib.2020.04.008
  11. Qu Y.Z., Tian K.P., Deng M.Y., Wang R., Xie G. Environmental protection performance of anti-collapse agents with different hydrophobic chain lengths // Chem. Technol. Fuels Oils. 2020. V. 56. P. 363-372. https://doi.org/10.1007/s10553-020-01147-1
  12. Qu Y.Z., Tian K.P., Deng M.Y., Wang R., Xie G. Influence of various hydrocarbon groups on the effectiveness and environmental characteristics of anti-collapse agent for drilling fluids // Chem. Technol. Fuels Oils. 2020. V. 56. P. 420-428. https://doi.org/10.1007/s10553-020-01153-3
  13. Wang S., Shu Z., Chen L., Yan P., Li B., Yuan C., Jian L. Low temperature green nano-composite vegetable-gum drilling fluid // Appl. Nanosci. 2019. V. 9. P. 1579-1591. https://doi.org/10.1007/s13204-019-01033-1
  14. Duarte A.C.R., Ribeiro P.R., Kim N.R., Mendes J.R.P., Policarpo N.A., Vianna A.M. An experimental study of gas solubility in glycerin based drilling fluid applied to well control // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 207. P. 109194. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109194
  15. Paixão M.V.G., da Silva Fernandes R., de Souza E.A., de Carvalho Balaban R. Thermal energy storage technology to control rheological properties of drilling fluid // J. Mol. Liq. 2021. V. 341. P. 116931. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2021.116931
  16. Zhu W., Zheng X., Shi J., Wang Y. A high-temperature resistant colloid gas aphron drilling fluid system prepared by using a novel graft copolymer xanthan gum-AA/AM/AMPS // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 205. P. 108821. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108821
  17. Mech D., Das B.M., Sunil A., Areekkan M., Imaad S. Formulation of a rice husk based non-damaging drilling fluid and its effect in shale formations // Energy and Climate Change. 2020. V. 1. P. 100007. https://doi.org/10.1016/j.egycc.2020.100007
  18. Murtaza M., Tariq Z., Zhou X., Al-Shehri D., Mahmoud M., Kamal M.S. Okra as an environment-friendly fluid loss control additive for drilling fluids: Experimental & modeling studies // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 204. P. 108743. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108743
  19. Rezaei A., Shadizadeh S.R. State-of-the-art drilling fluid made of produced formation water for prevention of clay swelling: Experimental investigation // Chem. Eng. Res. Des. 2021. V. 170. P. 350-365. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2021.04.012
  20. Ettehadi A., Ülker C., Altun G. Nonlinear viscoelastic rheological behavior of bentonite and sepiolite drilling fluids under large amplitude oscillatory shear // J. Petrol. Sci. Eng. 2022. V. 208. Pt. B. P. 109210. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109210
  21. Gao X., Zhong H., Zhang X., Chen A., Qiu Z., Huang W. Application of sustainable basil seed as an eco-friendly multifunctional additive for water-based drilling fluids //Petrol. Sci. 2021. V. 18. № 4. P. 1163-1181. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2021.05.005
  22. Shen X., Jiang G., Li X., He Y., Yang L., Cui K., Li W. Application of carboxylated cellulose nanocrystals as eco-friendly shale inhibitors in water-based drilling fluids // Colloids Surf. A. Physicochem. Eng. Asp. 2021. V. 627. P. 127182. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2021.127182
  23. He J., Lu Y., Tang J., Ou C. Effect of seepage flow on gas loss during the removal of shale core immersed in a drilling fluid // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2021. V. 94. P. 104080. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.104080
  24. Bavoh C.B., Adam J.M., Lal B. Specific heat capacity of xanthan gum/PAC polymer-based drilling fluids: An experimental and correlation study // Materials Today: Proceedings. 2021. V. 57. Pt. 3. P. 1002-1007. https://doi.org/10.1016/j.matpr.2021.08.028
  25. Zhao K., Fan J., Yu B., Han J.Y., Xu Y.H., Gao S.H. Research progress of wellbore stability in hard brittle shale // Oil Drilling and Production Technology. 2016. V. 38. № 03. P. 277-285. https://doi.org/10.13639/j.odpt.2016.03.001
  26. Liu X.L., You F.C., Wu S.Z., Yan R., Deng C. Mechanism analysis of shale wellbore instability and drilling fluid countermeasures // Contemporary Chemical Industry. 2020. V. 49. № 01. P. 129-133. http://dx.doi.org/10.3969/j.issn.1671-0460.2020.01.032
  27. Chen Z.X., Lan F., Liang W., Zhang S.Q. Research and application of anti-high-temperature and anti-collapse drilling fluid in deep well in niudong area of North China // Oilfield Chem. 2019. V. 36. № 1. P. 1-6. https://doi.org/10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.001
  28. Zheng S. Sedimentary pattern of the shallow-water delta in the sangonghe formation of central junggar basin and its significance for hydrocarbon exploration // Special Oil and Gas Reservoirs. 2019. V. 26. № 01. P. 87-93. https://doi.org/10.3969/j.issn.1006-6535.2019.01.015
  29. Tan S.Q. Definition of hydrocarbon accumulation key period in central area of Junggar Basin and its petroleum geology significance // Fault-block Oil and Gas Field. 2013. V. 20. № 5. P. 551-555. https://doi.org/10.6056/dkyqt201305002; http://www.dkyqt.com/#/digest?ArticleID=3180
  30. Vivas C., Salehi S. Rheological investigation of effect of high temperature on geothermal drilling fluids additives and lost circulation materials // Geothermics. 2021. V. 96. P. 102219. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2021.102219
  31. Xiao Y., Yang H.Y., Li C.C. Study on drilling fluid system for Shahejie Formation of paleogene in offshore oilfield // Contemporary Chemical Industry. 2018. V. 47. № 02. P. 316-319. https://doi.org/10.3969/j.issn.1671-0460.2018.02.026
  32. Wang X.B. Application of strong-inhibition water-based drilling fluid in shale gas horizontal wells of Changning Block // Nature Gas Exploration and Development. 2017. V. 40. № 01. P. 93-100. http://dx.doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2017.01.016
  33. Li Y., Yang G.X., Fan Z.G. The research on polyamine and anti-sloughing polymer drilling fluid and its application in Sichuan // J. Oil Gas Technol. 2014. V. 36. № 12, P. 137-142. https://doi.org/10.3969/j.issn.1000-9752.2014.12.033
  34. Chen Y.J., Deng C.G., Ma T.S. A risk assessment method of wellbore instability based on the reliability theory // Nature Gas Industry. 2019. V. 39. № 11. P. 97-104. http://dx.doi.org/10.3787/j.issn.1000-0976.2019.11.013
  35. Kong Y., Yang X.H., Xu J. Study and application of a high temperature drilling fluid with strong plugging capacity // Drill. Fluid Complet. Fluid. 2016. V. 33. № 06. P. 17-22. http://dx.doi.org/10.3969/j.issn.1001-5620.2016.06.003
  36. Test method for physical and chemical properties of shale by drilling fluid: SY/T 5613-2016 [S], 2016.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© Российская академия наук, 2023