Сравнительный анализ реагентов-ингибиторов набухания глинистых отложений, применяемых на месторождениях Восточной Сибири; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 331, № 12
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2015-.— 2413-1830 Т. 331, № 12.— 2020.— [С. 138-145] |
|---|---|
| Autor corporatiu: | , |
| Altres autors: | , , , |
| Sumari: | Заглавие с титульного листа Актуальность. Подсолевой структурный комплекс месторождений Восточной Сибири включает в себя отложения ордовика, которые представлены преимущественно супесями, суглинками, глинами, алевролитами, мергелями и доломитами. Подсолевой комплекс состоит из аргиллитов, доломитов, известняков, а также их переслаивания. При бурении нефтяных скважин большое количество осложнений может вызвать набухание глинистых пород: прихват бурильного инструмента, кавернообразование, сальникообразование, расширение ствола скважины, потеря циркуляции и др. Буровой раствор должен обладать высокой ингибирующей способностью для максимального снижения интенсивности набухания. Этого свойства можно добиться специальными реагентами-ингибиторами, которые являются основным компонентом ингибирующего бурового раствора. Цель: исследовать ингибирующую способность линейки реагентов, которые представляют композиции аминов, полиамидов и ряда других соединений. Объект: буровой раствор, применяемый на месторождениях Восточной Сибири. Методы. Для определения линейного набухания глины использовалась модель Linear Swellmeter OFITE, определяющая гидратирование или дегидратирование глин и глинистых пород путем измерения изменения линейных размеров образца из глины. Исследование по влиянию реагентов ингибиторов на реологические параметры бурового раствора проводилось с помощью традиционных методов. Результаты и выводы. Установлено, что соли MgCl*6H2O и NaCl, структурирующие молекулы воды, снижают набухание глинопорошка. Все исследуемые образцы ингибиторов в разной степени оказывают влияние на параметры бурового раствора, наиболее благоприятными для использования в пресном глинистом буровом растворе на основе бентонитовой немодифицированной глины оказались Ингидол Б и Ингидол Sil. Остальные образцы также могут успешно использоваться при дальнейшей обработке раствора для регулирования реологических параметров и показателя фильтрации после проведенных дополнительных исследований. The relevance. The subsalt structural complex of Eastern Siberian deposits includes Ordovician deposits, which are mainly represented by sandy loams, loams, clays, siltstones, marls and dolomites. The subsalt complex consists of mudstones, dolomites, limestones, as well as their intercalation. When drilling oil wells, a large number of complications can cause swelling of clay rocks: sticking of a drilling tool, cavern formation, gland formation, expansion of the wellbore, loss of circulation, etc. The drilling fluid must have a high inhibitory ability to minimize the swelling rate. The main aim of the research is to study the inhibiting property of reagents, which represent compositions of amines, polyamides and some other compounds. Object: drilling fluid used in the fields of Eastern Siberia. Methods. To define the linear swelling of clay the authors have used the Linear Swellmeter OFITE model, which determines the hydration or dehydration of clays and clay rocks by measuring the change in the linear dimensions of the clay sample. The effect of inhibitor reagents on drilling fluid rheological parameters was studied using traditional methods. Results. It was found that MgCl*6H2O and NaCl salts, which structure water molecules, reduce the swelling of clay powder. All the studied inhibitor samples to varying degrees affect the parameters of the drilling fluid, Ingidol B and Ingidol Sil were the most favorable for use in fresh clay drilling mud based on unmodified bentonite clay. The remaining samples can also be successfully used during further processing of the solution to control the rheological parameters and the filtration index after additional studies. |
| Idioma: | rus |
| Publicat: |
2020
|
| Matèries: | |
| Accés en línia: | http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/64198/1/bulletin_tpu-2020-v331-i12-13.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2020/12/2947 |
| Format: | Electrònic Capítol de llibre |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=345509 |
MARC
| LEADER | 00000nla2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 345509 | ||
| 005 | 20231102005800.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\book\377357 | ||
| 035 | |a RU\TPU\book\377355 | ||
| 090 | |a 345509 | ||
| 100 | |a 20210112d2020 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Сравнительный анализ реагентов-ингибиторов набухания глинистых отложений, применяемых на месторождениях Восточной Сибири |f Е. В. Аверкина, Э. В. Шакирова, М. Б. Николаева, А. А. Климова | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 215 | |a 1 файл (797 Kb) | ||
| 230 | |a Электронные текстовые данные (1 файл : 797 Kb) | ||
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a [Библиогр.: с. 143 (20 назв.)] | ||
| 330 | |a Актуальность. Подсолевой структурный комплекс месторождений Восточной Сибири включает в себя отложения ордовика, которые представлены преимущественно супесями, суглинками, глинами, алевролитами, мергелями и доломитами. Подсолевой комплекс состоит из аргиллитов, доломитов, известняков, а также их переслаивания. При бурении нефтяных скважин большое количество осложнений может вызвать набухание глинистых пород: прихват бурильного инструмента, кавернообразование, сальникообразование, расширение ствола скважины, потеря циркуляции и др. Буровой раствор должен обладать высокой ингибирующей способностью для максимального снижения интенсивности набухания. Этого свойства можно добиться специальными реагентами-ингибиторами, которые являются основным компонентом ингибирующего бурового раствора. Цель: исследовать ингибирующую способность линейки реагентов, которые представляют композиции аминов, полиамидов и ряда других соединений. Объект: буровой раствор, применяемый на месторождениях Восточной Сибири. Методы. Для определения линейного набухания глины использовалась модель Linear Swellmeter OFITE, определяющая гидратирование или дегидратирование глин и глинистых пород путем измерения изменения линейных размеров образца из глины. Исследование по влиянию реагентов ингибиторов на реологические параметры бурового раствора проводилось с помощью традиционных методов. Результаты и выводы. Установлено, что соли MgCl*6H2O и NaCl, структурирующие молекулы воды, снижают набухание глинопорошка. Все исследуемые образцы ингибиторов в разной степени оказывают влияние на параметры бурового раствора, наиболее благоприятными для использования в пресном глинистом буровом растворе на основе бентонитовой немодифицированной глины оказались Ингидол Б и Ингидол Sil. Остальные образцы также могут успешно использоваться при дальнейшей обработке раствора для регулирования реологических параметров и показателя фильтрации после проведенных дополнительных исследований. | ||
| 330 | |a The relevance. The subsalt structural complex of Eastern Siberian deposits includes Ordovician deposits, which are mainly represented by sandy loams, loams, clays, siltstones, marls and dolomites. The subsalt complex consists of mudstones, dolomites, limestones, as well as their intercalation. When drilling oil wells, a large number of complications can cause swelling of clay rocks: sticking of a drilling tool, cavern formation, gland formation, expansion of the wellbore, loss of circulation, etc. The drilling fluid must have a high inhibitory ability to minimize the swelling rate. The main aim of the research is to study the inhibiting property of reagents, which represent compositions of amines, polyamides and some other compounds. Object: drilling fluid used in the fields of Eastern Siberia. Methods. To define the linear swelling of clay the authors have used the Linear Swellmeter OFITE model, which determines the hydration or dehydration of clays and clay rocks by measuring the change in the linear dimensions of the clay sample. The effect of inhibitor reagents on drilling fluid rheological parameters was studied using traditional methods. Results. It was found that MgCl*6H2O and NaCl salts, which structure water molecules, reduce the swelling of clay powder. All the studied inhibitor samples to varying degrees affect the parameters of the drilling fluid, Ingidol B and Ingidol Sil were the most favorable for use in fresh clay drilling mud based on unmodified bentonite clay. The remaining samples can also be successfully used during further processing of the solution to control the rheological parameters and the filtration index after additional studies. | ||
| 453 | |t Comparative analysis of reagents-inhibitors of swelling of clay deposits used in Eastern Siberia |o translation from Russian |f E. V. Averkina [et al.] |c Tomsk |n TPU Press |d 2015- |d 2020 | ||
| 453 | |t Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering | ||
| 453 | |t Vol. 331, № 12 | ||
| 461 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\312844 |x 2413-1830 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) |d 2015- | |
| 463 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\377342 |t Т. 331, № 12 |v [С. 138-145] |d 2020 | |
| 610 | 1 | |a сравнительный анализ | |
| 610 | 1 | |a буровые растворы | |
| 610 | 1 | |a ингибиторы | |
| 610 | 1 | |a глинистые отложения | |
| 610 | 1 | |a Восточная Сибирь | |
| 610 | 1 | |a реологические свойства | |
| 610 | 1 | |a месторождения | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | |a drilling mud | ||
| 610 | |a inhibitors | ||
| 610 | |a clay deposits | ||
| 610 | |a Eastern Siberia | ||
| 610 | |a rheological properties | ||
| 701 | 1 | |a Аверкина |b Е. В. |g Елена Владимировна |6 z01712 | |
| 701 | 1 | |a Шакирова |b Э. В. |g Эльвира Венеровна |6 z02712 | |
| 701 | 1 | |a Николаева |b М. Б. |g Маргарита Борисовна |6 z03712 | |
| 701 | 1 | |a Климова |b А. А. |g Аина Александровна |6 z04712 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Иркутский национальный исследовательский технический университет |c (2015- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\21094 |6 z01701 |9 27891 |
| 712 | 0 | 2 | |a Иркутский национальный исследовательский технический университет |c (2015- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\21094 |6 z02701 |9 27891 |
| 712 | 0 | 2 | |a Казанский (Приволжский) федеральный университет |c (2010- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\17956 |6 z03701 |9 26869 |
| 712 | 0 | 2 | |a Иркутский национальный исследовательский технический университет |c (2015- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\21094 |6 z04701 |9 27891 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20210114 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/64198/1/bulletin_tpu-2020-v331-i12-13.pdf | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2020/12/2947 | |
| 942 | |c CF | ||