Алкілглікозиди виявляють гарну змащувальну здатність

2023-03-03 00:36:50

Алкілглікозидний APG-безґрунтовий буровий розчин має менший вміст твердих речовин і меншу кількість субмікронних твердих частинок, що значно звільняє тверду фазу від проникнення в пласт і блокування горловини пор пласта під час буріння, а також зменшує пошкодження твердої речовини для пласта. Достатня кількість ПНГ може ефективно пригнічувати гідратаційне розширення чутливих до води мінералів у пласті та зменшувати пошкодження рідкої фази. Міжфазний натяг фільтрату масло/вода становить 3,6-4,7 мН/м. Коефіцієнт відновлення проникності низькопроникного природного керна становить понад 99%, а забруднена торцева поверхня 0,5 см видаляється, що показує, що бурова рідина має низьку глибину забруднення пласта, завдає невеликої шкоди колектору та має хороший ефект захисту нафтогазового шару.

(1) Сильне пригнічення ПНГ може краще вирішити проблему гідратації та диспергування бурового шламу та забруднення бурового розчину, ефективно контролювати вміст твердої фази, підтримувати чистоту стовбура свердловини та зменшувати втрату тиску циркуляції бурового розчину в горизонтальній частині тонкого отвору. Швидкість буріння збільшується, а пошкодження твердої речовини в колекторі зменшується; в той же час, гідратаційне розширення чутливих до води мінералів у пласті пригнічується, і пошкодження рідкої фази зменшується.

(2) ПНГ має гарну змащувальну здатність, за винятком певної кількості поліспирту SYP, доданого в нижню частину, інші мастильні матеріали не використовуються.

(3) Після того, як сталося закупорювання, були вжиті правильні заходи з обробки бурового розчину, щоб підтримувати стабільність стовбура свердловини, відповідати потребам бурової техніки та гарантувати, що буровий інструмент був транспортований на місці один раз, електричне випробування було успішним один раз, і поетапний розрив колони був виконаний після успішного завантаження.

(4) Буровий розчин, що не містить ґрунту, є першим у Китаї поєднанням бурового розчину, що не містить ґрунту. Дослідження та застосування були успішними, що покращило дослідження та рівень застосування розчину для буріння горизонтальних свердловин і сприяло розробці нетрадиційних покладів нафти та газу.

(5) Інгібування системи потребує подальшого вдосконалення, щоб впоратися з гідратаційним колапсом великих ділянок сланцевих утворень. Наступним кроком є ​​проведення польових випробувань сильно інгібованого катіонного алкілглікозиду CAPG та оптимізація закупорювальних матеріалів для покращення системи бурового розчину.