ПОЛИКАТИОННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ С ИНГИБИРУЮЩИМИ И КРЕПЯЩИМИ СВОЙСТВАМИ
Гайдаров Азамат Миталимович – студент МГРИ-РГГРУ, техник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
Хуббатов Андрей Атласович – заместитель начальника лаборатории, к.т.н., заместитель начальника лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Khubbatov@vniigaz.gazprom.ru
Норов Азат Давронович – научный сотрудник, инженер 2 категории ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Norov@vniigaz.gazprom.ru
Храбров Дмитрий Владимирович – инженер 2 категории, к.т.н., начальник лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Khrabrov@vniigaz.gazprom.ru
Сутырин Александр Викторович – начальник лаборатории, д.т.н., заведующий сектором ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Sutyrin@vniigaz.gazprom.ru
Гайдаров Миталим Магомед-Расулович – заведующий сектором, д.т.н., M_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
УДК 622.24
Ключевые слова: буровые растворы, ингибирующие свойства, крепящие свойства, глины, наработка, коэффициент наработки, бурение, устойчивость, поликатионные системы.
В статье приведены сведения о недостатках традиционных ингибирующих буровых растворов. Обосновано поведение глин и аргиллитов на стенках скважин, а также шлама при воздействии на них различных буровых растворов. Предложены новые системы поликатионных буровых растворов с высокими ингибирующими и крепящими свойствами для бурения набухающих глин и потенциально неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений. Показано, что снижение ингибирующих свойств раствора приводит к увеличению наработки и наоборот. Для оценки ингибирующих свойств раствора введен новый показатель – коэффициент наработки. Для бурения надсолевых отложений в условиях Астраханского ГКМ наиболее эффективны ингибирующие буровые растворы с крепящими свойствами с коэффициентом наработки 0-0,4.
POLYCATIONIC DRILLING FLUIDS WITH SHALE CONTROL PROPERTIES
Gaidarov, Azamat M. – student, Russian State Geological Prospecting University of S.Ordzhonikidze, technician, LLC Gazprom VNIIGAZ, A_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
Khubbatov, Andrey A. – deputy head of laboratory LLC Gazprom VNIIGAZ, Cand.Tech.Sci., A_Khubbatov@vniigaz.gazprom.ru
Norov, Azat, D. – scientific employee LLC Gazprom VNIIGAZ, A_Norov@vniigaz.gazprom.ru
Khrabrov, Dmitry V. – engineer grade 2 LLC Gazprom VNIIGAZKhrabrov, Dmitry V. – engineer grade 2 LLC Gazprom VNIIGAZ, D_Khrabrov@vniigaz.gazprom.ru
Sutyrin, Alexander V. – head of laboratory LLC Gazprom VNIIGAZ, Cand.Tech.Sci., A_Sutyrin@vniigaz.gazprom.ru
Gaidarov, Mitalim M.-R., head of division LLC Gazprom VNIIGAZ, Dr.Tech.Sci., M_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru
Key words: drilling muds, inhibiting properties, clamping properties, shales, life-time, coefficient of lifetime, drilling, polycationic system.
The paper provides information regarding deficiencies of conventional non-dispersing drilling fluids. Evidence is provided to describe the behaviour of shales and argillites on borehole walls when affected by various drilling fluids. The authors propose a new polycationic drilling mud system with excellent shale control properties to drill through expansive shales and potentially unstable clay-argillite deposits. It is shown that reduction in the inhibiting ability of drilling fluid leads to operating time increase and vice versa. In order to assess inhibiting properties of drilling muds, a new indicator – operating time factor — has been introduced. The most effective inhibiting drilling fluids for shale control in suprasalt deposits of the Astrakhanskoye gas and condensate field have operating time factor of 0-0,4.
