Підвищення стійкості стінок свердловини під час буріння нестійких інтервалів із застосуванням біополімер-силікатних бурових розчинів
DOI:
https://doi.org/10.31471/2304-7399-2026-22(83)-141-157Ключові слова:
буровий розчин, силікат натрію, біополімерний розчин, нестійкі породи, реологічні властивості, фільтрація, стійкість стінок свердловини.Анотація
У статті досліджено ефективність застосування біополімер-силікатного бурового розчину під час буріння нестійких інтервалів свердловин. Показано, що під час проходження глинистих і тріщинуватих порід виникають ускладнення, пов’язані з осипанням і обвалюванням стінок свердловини, накопиченням твердої фази у буровому розчині та погіршенням умов винесення вибуреної породи. Обґрунтовано склад біополімер-силікатного бурового розчину, до якого входять модифікований крохмаль, біополімер Duo-vis, карбоксиметилцелюлоза, силікат натрію, хлорид натрію та гідроксид натрію. Проведено аналіз технологічних параметрів запропонованого розчину та виконано їх порівняння з фактичними показниками хлоркалієвого біополімерного розчину, що застосовувався під час буріння свердловини №9 Грабинської площі. Встановлено, що використання силікатного реагенту сприяє підвищенню інгібувальних властивостей бурового розчину, зменшенню фільтраційних втрат і зміцненню стінок свердловини завдяки утворенню кремнеземистих гелів у поровому просторі порід. Показано, що запропонований розчин забезпечує стабільні реологічні властивості, ефективне винесення шламу та відповідає проєктним вимогам буріння. Промислова апробація розробленого бурового розчину під час буріння свердловини №5 Грабинської площі підтвердила його ефективність і доцільність використання для буріння нестійких інтервалів свердловин.
Посилання
1. Chudyk, I. I., Bohoslavets, V. V., & Dudych, I. F. (2018). Biopolimer-sylikatnyi burovyi rozchyn [Biopolymer-silicate drilling mud] (Utility Model Patent No. 126994). State Register of Patents of Ukraine. (in Ukrainian)
2. Kotskulych, Y. S., Orynchak, M. I., & Orynchak, M. M. (2008). Burovi promyvni ridyny [Drilling washing fluids]. Fakel. (in Ukrainian)
3. Orynchak, M. I., et al. (2011). Sylikatno-kaliievyi burovyi rozchyn [Silicate-potassium drilling mud]. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, (2), 76–80. (in Ukrainian)
4. Chudyk, I. I., Bohoslavets, V. V., & Dudych, I. F. (2016). Biopolimer-sylikatnyi burovyi rozchyn dlia burinnia horyzontalnykh sverdlovyn [Biopolymer-silicate drilling mud for drilling horizontal wells]. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, (4), 34–42. (in Ukrainian)
5. Pineda, W., et al. (2019). Advanced LWD oil-based mud (OBM) imaging in challenging sub-salt deepwater environments. 2019 SPWLA 60th Annual Symposium. DOI: https://doi.org/10.30632/t60als-2019_eeee
6. Barnfather, J. L., et al. (1997). Application of silicate-based drilling fluid in tertiary clays offshore Norway. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. DOI: https://doi.org/10.2118/38569-MS
7. Murray, G., et al. (2002). Development of the Alba field - evolution of completion practices, part 2 open hole completions; successful outcome - drilling with SBM and gravel packing with water based carrier fluid. International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. DOI: https://doi.org/10.2118/87325-PA
8. Fan, J., Ebadati, A., & Metwally, A. S. M. (2022). An experimental study to evaluate the efficiency of silicate drilling fluids on the stabilization of shale layers. Applied Water Science, 12, Article 225. DOI: https://doi.org/10.1007/s13201-022-01726-z
9. Chudyk, I. I., et al. (2021). New methods for preventing crumbling and collapse of the borehole walls. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, (4), 17–22. DOI: https://doi.org/10.33271/
nvngu/2021-4/017
10. El Essawy, W. M., et al. (2004). Novel application of sodium silicate fluids achieves significant improvement of the drilling efficiency and reduce the overall well costs by resolving borehole stability problems in East Africa shale. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition. DOI: https://doi.org/10.2118/88008-MS
11. Zhang, C., et al. (2024). Preparation of polymer-coated SiO2 aerogel for weakening wellbore instability caused by heat transfer between the drilling fluid and well wall. Geoenergy Science and Engineering, Article 213611. DOI: https://doi.org/10.1016/j.geoen.2024.213611
12. McDonald, M., et al. (2002). Silicate based drilling fluids: A highly inhibitive mud system offering HS&E benefits over traditional oil based muds. AADE 2002 Technology Conference. URL: https://www.aade.org/application/files/2215/7295/5852/AADE-02-DFWM-HO-29.pdf
13. Van Oort, E., et al. (1996). Silicate-based drilling fluids: Competent, cost-effective and benign solutions to wellbore stability problems. IADC/SPE Drilling Conference. DOI: https://doi.org/10.2118/35059-MS
14. Soric, T., Marinescu, P., & Huelke, R. (2004). Silicate-based drilling fluids deliver optimum shale inhibition and wellbore stability. IADC/SPE Drilling Conference. DOI: https://doi.org/10.2118/87133-MS
15. Sun, T., Wen, Z., & Yang, J. (2024). Research on wellbore stability in deepwater hydrate-bearing formations during drilling. Energies, 17(4), Article 823. DOI: https://doi.org/10.3390/en17040823
16. Bardhan, A., et al. (2024). Utilization of mesoporous nano-silica as high-temperature water-based drilling fluids additive: Insights into the fluid loss reduction and shale stabilization potential. Geoenergy Science and Engineering, 232, Article 212436. DOI: https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212436
17. Xia, P., & Pan, Y. (2023). Effects of nanosilica on the properties of brine-base drilling fluid. Scientific Reports, 13, Article 20462. DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-47932-w
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 І. Ф. Дудич, М. В. Сенюшкович, В. В. Богославець , О. Б. Марцинків, І. І. Витвицький , Р. Р. Ганчук
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.
