Разработка усовершенствованных методов исследования ингибирующей способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей гидроразрыва пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Бородин Сергей Алексеевич

• Бородин Сергей Алексеевич
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Бородин Сергей Алексеевич

Введение

ГЛАВА I Литературный" обзор

1.1.Гидравлическии разрыв пласта

1.2.История развития технологии

1.3.Проблема набухания глин

1.4.Стабилизаторы глин

1.4.1.Неорганические стабилизаторы глин

1.4.2.Органические стабилизаторы глин

1.5.Развитие методов анализа набухания глин в России

1.6.Современные методы оценки влияния жидкости на породу

1.6.1.Оценка седиментационнои стабильности суспензии

1.6.2.Отделение свободной воды центрифугированием суспензии

1.6.3.Испытание образца породы на стойкость к разрушению в динамических

условиях

1.6.4.Оценка стабильности кернового материала в роликовои печи

1.6.5.Испытание образца породы на стойкость к разрушению в статических условиях

1.6.6.Испытание образца породы на объемную твердость

1.6.7.Исследование линейной деформации образца породы

1.6.8.Испытание образца породы на удержание воды в объеме (водопоглощение)

1.6.9.Испытание образца породы на распространение трещин

1.6.10.0пределение дзета-потенциала дисперсии глинистого материала

1.6.11.Испытание образца породы на изменение смачиваемости

1.6.12.Испытание на измерение межслоиного расстояния в образце глинистого

материала

1.6.13.Оценка характеристики набухания глин на сканирующем электронном

микроскопе

1.6.14.Оценка емкости катионного обмена глинистых минералов

1.6.15.Атомно-силовая микроскопия глинистых минералов

1.6.16.Испытание глинистои суспензии на капиллярное всасывание (таи" ер

капиллярном пропитки)

1.7.Выводы по главе

ГЛАВА II Объекты, методы исследовании" и результаты

2.1.Анализ объектов исследования

2.2.Оценка ингибирующеи способности стабилизаторов глин

2.2.1.Методика оценки набухания глины по седиментационнои" стабильности суспензии

2.2.2.Результаты оценки набухания глины по седиментационнои" стабильности суспензии

2.2.3.Методика оценки набухания глины в свободном объеме. Отделение свободной воды центрифугированием

2.2.4.Результаты оценки набухания глины по отделению свободной воды центрифугированием

2.2.5.Методика оценки набухания глин на таи" ере капиллярном пропитки

2.2.6.Результаты оценки набухания глин на таи" ере капиллярном пропитки

2.2.7.Оценка стабильности кернового материала в роликовои печи

2.2.8.Результаты оценки стабильности кернового материала в роликовои" печи

2.2.9.Методика Жигача - Ярова: Методика нахождения коэффициентов набухания

2.2.10.Способ нахождения коэффициента набухания (линеиного расширения) по

СТО Газпром

2.2.11.Результаты определения коэффициентов набухания (линеиного расширения) по методике Жигача-Ярова и СТО Газпром

2.2.12.Сравнительным анализ результатов оценки ингибирующеи"способности

набухания образцов породы

2.3.Выводы по главе

ГЛАВА III Совершенствование метода оценки набухания глин на приборе Жигача-Ярова

3.1.Расчет уточненного коэффициента набухания

3.2.Оценка набухания по усовершенствованной" методике

З.З.Выводы по главе

ГЛАВА IV Оценка влияния набухания и миграции глинистых частиц на фильтрационно-емкостные свои" тва породы в динамических условиях

4.1.Порядок проведения исследования влияния набухания и миграции глинистых частиц на насыпной модели пласта

4.2.Результаты оценки набухания глины по изменению ФЕС заглинизированнои песчаной модели

4.3.Расчет коэффициента воздеи твия

4.4.Выводы по главе

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературных источников

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Результаты оценки набухания породы по седиментационнои"

стабильности суспензии

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Результаты оценки набухания породы по отделению

свободной жидкости центрифугированием

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Результаты оценки набухания породы на таи" ере капиллярном

пропитки

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Результаты оценки набухания породы в роликовои" печи

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Результаты оценки набухания породы на приборе Жигача-Ярова

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка усовершенствованных методов исследования ингибирующей способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей гидроразрыва пласта»

Введение

Актуальность темы исследования. Гидравлическим разрыв пласта (ГРП) представляет собой один из самых используемых методов интенсификации добычи пластовых флюидов. Операция заключается в создании трещины в продуктивном пласте путем закачивания в скважину под давлением специальном жидкости. Созданную трещину закрепляют специальным расклинивающим материалом -пропантом.

С момента внедрения гидроразрыва пласта для интенсификации притока скважин в 1948 г. жидкости для гидроразрыва пласта подверглись значительным изменениям. Первые несколько сотен операции" гидроразрыва проводились с относительно небольшими объемами жидкостей на нефтяной основе для переноса песка в образовавшуюся трещину. Начальные обработки были проведены с использованием пластовой нефти для обеспечения совместимости закачиваемого флюида с продуктивным пластом.

В середине 1950-х годов были проведены первые лабораторные исследования с образцами кернового материала с целью оценки их чувствительности к флюидам на водной основе. Пластовая вода, которая теоретически могла использоваться в качестве основы для жидкости гидроразрыва, не вызывая повреждения пласта была легко доступна и гораздо безопаснее для использования в операциях по гидроразрыву пласта, чем сырая нефть или другие углеводороды.

К концу 1950-х годов был открыт гуар, как загуститель жидкостей для операции" ГРП. Постепенно осуществился переход от минерализованных пластовых вод к пресным для улучшения технологических свои" тв жидкостей -песконосителеи В настоящее время преимущественно используют технологические жидкости для гидроразрыва пласта на водной" основе.

Перспектива развития технологии" гидроразрыва пласта обеспечена не только планами на разработку Бажена и подобных запасов, но и тем, что операции ГРП являются одними из наиболее успешных методов интенсификации скважин.

С момента перехода жидкостей ГРП с углеводородной основы на водную -на минерализованные воды, а затем на пресные, возникли дополнительные осложнения, связанные с совместимостью жидкости ГРП и ее остатков с породой коллектора и пластовыми флюидами.

Для ряда месторождении" присуще наличие глинистых минералов в составе породы-коллектора. Глинистые минералы имеют слоистое строение. Мельчай ие кристаллические пластинки (единичные слои) глинистых частиц образуют пакет с параллельными базальными поверхностями. Единичные слои в свою очередь состоят из нескольких подслоев, связанных между собой общими атомами кислорода. Подслои объедены между собой" ковалентными связями что обеспечивает устои" ивость единичного слоя. В кристаллическом решетке слои удерживаются, в основном, силами Ван-дер-Ваальса, что при воздеи твии ионов, компенсирующих заряд, приводит к расщеплению кристаллическоирешетки вдоль базальных поверхностей" с образованием мельчай" их чешуек размером не более 2 мкм.

Структура кристаллическом решетки определяет свои" тва глинистого минерала, важней" им из которых является специфика взаимодеи твия с водой" и водными растворами - набухание. Для некоторых типов глинистых минералов, например относящихся к группе смектитов, это взаимодеи" твие протекает настолько энергично, что в результате приводит к изменению межслоевого расстояния (внутрикристаллическому набуханию) и значительно повышает их коллоидную активность, что в свою очередь приводит к многократному увеличению удельной" поверхности. В условиях ограниченного объема процесс набухания сводится к заполнению глинистыми частицами свободного пространства - в условиях пористои среды к заполнению пор.

Глинистые минералы в условиях месторождения до начала его разработки можно считать стабильными, так как с течением длительного времени установилось физико-химическое равновесие. Изменение состава флюида, контактирующего с породой" температурных условии и других факторов, приводит к дестабилизации равновесия. Такое изменение может быть вызвано

проникновением в коллектор пресной воды в ходе различных технологических операции" в т. ч. в процессе ГРП.

Пресная техническая вода, являющаяся основой большинства закачиваемых в пласт жидкостей для ГРП, приводит к изменению минералогического состава контактирующего с породой" флюида. Смещение равновесия приводит к набуханию глинистых частиц, что в свою очередь может привести к снижению или полному отсутствию эффективности проведенных операции" ГРП из-за кольматации порового пространства продуктивного коллектора. Для решения такой" проблемы в состав жидкостей" ГРП на водной" основе входят специальные реагенты -стабилизаторы глин, задачей" которых является предотвращение набухания глинистых частиц за счет физико-химическои модификации поверхности минералов.

Стабилизаторы глин представляют собой" неорганические и органические соли, полимеры, катионные поверхностно-активные вещества (КПАВ). Для оценки их деи твия на территории России" кои" Федерации применяют различные методики. В литературных источниках описывается более двух десятков прямых и косвенных методов оценки влияния жидкости на породу. Набухание глин -сложный" в изучении процесс, поскольку является результатом многих явлении" связанных между собой" Наличие различных методик, оборудования и методов интерпретации данных подтверждает этот факт.

Возрастающий" интерес к технологии ГРП, обусловленный" применением большого количества операции" ГРП для интенсификации скважин, требует разработки более точных методик оценки влияния жидкости на набухание глиносодержащих пород. Недоработанность данного вопроса может приводить к снижению эффективности проводимых операции" за счет снижения проницаемости притрещенных зон вызванного влиянием технологических жидкостей" на водочувствительные участки породы.

Отсутствие единого стандарта тестирования ингибирующеи способности стабилизаторов глин и наличие большого разнообразия методик исследования не

позволяет однозначно оценить степень влияния жидкости на набухание глиносодержащих образцов.

Оценка набухания глиносодержащих образцов породы с использованием обобщения и совершенствования методологии их исследования позволит наиболее полно изучить влияние жидкостей" ГРП на породу пласта для предотвращения неблагоприятных последствии" в виде снижения проницаемости продуктивной" зоны.

Степень разработанности темы исследования. Способы оценки влияния жидкостей" на породу, а именно влияния жидкостей" ГРП на набухание глин в пласте, начали изучать с середины прошлого века - с момента замены углеводородных жидкостей" на водные системы. Большой" вклад в исследование вопроса об оценке влияния жидкостей" на водочувствительные участки породы-коллектора внесли такие ученые, как Яров А.Н., Жигач К.Ф., Грей Д. Р., Дарли Г.С.Г., Городнов В.Д., Осипов В. И., Соколов В. Н., Май" р Дж., Хавкин А. Я., Финк Й.К., Ховард П.Р., Грим Р.Е. и многие другие.

Цель диссертационной работы. Совершенствование методологии исследования ингибирующеи способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей" гидроразрыва пласта.

Основные задачи исследований:

1. Анализ методов оценки исследования ингибирующеи" способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей" гидроразрыва пласта;

2. Выделение наиболее применимых в России" кои" федерации методов оценки ингибирующеиспособности стабилизаторов набухания глин для жидкостей гидроразрыва пласта;

3. Проведение исследовании" с использованием выделенных методов и определение границ их применимости;

4. Совершенствование методов исследований ингибирующей способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей" гидроразрыва пласта;

5. Разработка новых методов исследований ингибирующеи" способности стабилизаторов набухания глин для жидкостей" гидроразрыва пласта.

Научная новизна работы:

1. Проведен сравнительный" анализ известных методик по оценке влияния растворов стабилизаторов глин и жидкостей" ГРП на породу, выделены методики с наилучшей" корреляцией"

2. Усовершенствована методология определения ингибирующих свои" тв стабилизаторов глин, входящих в состав жидкостей" для ГРП:

- обнаружено, что отсутствие в методике Жигача-Ярова рекомендаций выбора навески образца приводит к тому, что коэффициент а, описывающим свои" тва глины в формуле расчета коэффициента набухания, получается различным для разных навесок одного и того же образца глины;

- показано, что при массе навески, стремящей" я к нулю, зависимость объема набухания от объема навески также стремится к нулю;

- разработана новая экспериментальная методика для оценки влияния жидкостей" на набухание глиносодержащих пород, учитывающая массу связанной" и несвязанной" жидкостей"

- представлена формула для определения коэффициента набухания, учитывающая заполнение порового пространства образца, расширяющем" я от набухания глинистом" составляющей" породы;

- разработаны методические рекомендации для исследования влияния жидкостей" на набухание глиносодержащих пород с использованием фильтратов жидкостей" ГРП;

- разработана новая экспериментальная методика для оценки свойств добавок, ингибирующих набухание глин, к жидкостям для ГРП на фильтрационной насыпной" модели пласта с глинистом" составляющей;

- представлена формула расчета коэффициента влияния, описывающего воздеи твие набухания и миграции глинистых частиц на фильтрационно-емкостные свои" тва породы.

Теоретическая ценность. В работе приведены исследования ингибирующеи способности стабилизаторов глин с использованием различных методик, проведена оценка применимости данных методик. Усовершенствована

методология определения ингибирующих свои" тв стабилизаторов глин жидкостей" для ГРП, позволившая выявить новые закономерности исследуемого явления и повысить точность измерении" Разработан подход к оценке влияния жидкостей" на глинистые минералы с применением фильтрационных насыпных моделей" пласта.

Практическая значимость работы:

1. Представлены результаты исследований ингибирующеи способности стабилизаторов глин при использовании различных методик;

2. Усовершенствована методика Жигача-Ярова по исследованию набухания глин для оценки стабилизаторов глин;

3. Разработана методика исследования влияния жидкостей" на набухание породы с учетом порового пространства;

4. Представлена формула расчета коэффициента набухания, в которой учитывается заполнение пористого пространства расширяющимися в процессе набухания глинистыми частицами;

5. Разработана методика исследования влияния жидкостей" на набухание глин с использованием фильтрационных насыпных моделей пласта с глинистой составляющей, представлена формула расчета коэффициента влияния, учитывающая кольматацию порового пространства за счет расширения и миграции глинистых частиц.

Методология и методы исследования. Для решения задач диссертационной работы был проведён анализ научной" технической" и патентной" литературы. Для проведения лабораторных исследовании" в работе применялось современное научно-исследовательское оборудование, стандартные методы анализа и специальные исследовательские методики.

Степень достоверности результатов проведенных исследований. Основные научные положения, изложенные в работе, достаточно полно и убедительно подтверждены результатами экспериментальных исследовании" с использованием современного научно-исследовательского оборудования и воспроизводимостью полученных результатов.

Положения, выносимые на защиту:

1. Анализ применимости различных методов оценки ингибирующей способности стабилизаторов глин и корреляция ключевых показателей" набухания;

2. Совершенствование методологии определения ингибирующих свои" тв стабилизаторов глин жидкостей" для ГРП, включающее:

- новую экспериментальную методику для оценки влияния жидкостеина набухание глиносодержащих пород, учитывающая массу связанной" и несвязанной жидкостей"

- формулу для определения коэффициента набухания, учитывающую заполнение порового пространства образца, расширяющегося от набухания глинистом" составляющей" породы;

- разработку методических рекомендации для исследования влияния жидкостей" на набухание глиносодержащих пород с использованием фильтратов жидкостей" ГРП;

- новую экспериментальную методику для оценки свои" тв добавок, ингибирующих набухание глин, к жидкостям для ГРП на фильтрационной насыпной" модели пласта с глинистом" составляющей;

- формулу для определения коэффициента влияния, учитывающую влияние на проницаемость пористом среды набухания и миграции глинистых частиц.

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: VI- VIII Международных научно-практических конференциях «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2019-21 г.), Национальном" научно-практическои конференции «НЕФТЬ И ГАЗ: технологии и инновации» (г. Тюмень, 2020 г.), международной" молодежной" научной" конференции «нефть и газ-2019» и «нефть и газ-2021» (г. Москва, 2019 и 2021 г.), XXII Международной" научно-практическои" конференции студентов и молодых ученых имени выдающихся химиков Л.П. Кулёва и Н.М. Кижнера, (г. Томск, 2021г), XVIII Международного форума-конкурса студентов и молодых ученых «Актуальные проблемы недропользования», 2022г - Санкт-Петербург.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, в том числе 4 в рецензируемых изданиях, входящих в международную базу данных Scopus, и 1 входящая в перечень ВАК Министерства науки и высшего образования РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы (152 ссылки). Материал диссертации изложен на 157 страницах машинописного текста, включает 17 таблиц, 43 рисунка, 5 приложений.

ГЛАВА I Литературный обзор

1.1. Гидравлический разрыв пласта

Гидравлическии" разрыв пласта (ГРП) представляет собой" метод интенсификации работы скважины. Процесс включает закачку под высоким давлением жидкости для гидроразрыва пласта в ствол скважины для создания трещин в продуктивных слоях породы, через которые фильтрация скважинных флюидов будет производиться легче. После завершения процесса ГРП гидравлическое давление, создающее трещины, сбрасывается и трещины удерживают от смыкания частицы расклинивающего материала (песок, пропант) [1].

Жидкость для гидроразрыва пласта имеет несколько важных целей: обеспечить достаточную вязкость для транспортировки расклинивающего материла глубоко в созданную систему трещин, химически разрушаться до низкои вязкости, чтобы обеспечить обратный" отток большей" части жидкости на поверхность для очистки трещин после завершения обработки, также важной" задачей" является правильный" подбор компонентов состава жидкости для ГРП с целью минимизации ее воздеи твия на пластовые флюиды и породу коллектора [2].

1.2. История развития технологии

С момента внедрения гидроразрыва пласта для интенсификации притока пластовых флюидов в 1948 г. жидкости для гидроразрыва пласта имеют богатую историю [3]. Первые несколько сотен операции" гидроразрыва проводились с относительно небольшими объемами жидкостей" на нефтяной" основе. Начальные обработки были проведены с добытой нефтью для обеспечения совместимости с продуктивным пластом. Из-за своей" доступности после Второй" мировои войны и способности к загущению первой" жидкостью для гидроразрыва «второго поколения» стал напалм. Загущение углеводородных систем (дизельного топлива или керосина) положительно повлияло на развитие и распространение технологии. Различия в качестве гелеобразующего агента, используемого для приготовления геля на основе напалма, вызывали непостоянство скорости гелеобразования и свои" тв геля, что делало систему чрезвычайно сложной" в использовании [4].

В начале 1950-х годов был разработан еще один метод загущения -добавление жирных кислот и каустика к сырой" нефти и дизельному топливу. Использование процесса омыления для загущения углеводородов было-широко распространено среди сервисных компании" того времени и позволило добиться дальней" его прогресса в применении гидроразрыва пласта. Несмотря на то, что этот метод гелеобразования обеспечивал более надежные характеристики жидкости, чем система напалма, процесс омыления был очень чувствителен к присутствию воды в сырой" нефти.

В середине 1950-х годов были проведены лабораторные исследования с образцами кернового материала в отношении их чувствительности к флюидам на водной" основе [5]. Нефтеносные пласты содержат пластовую воду, которая теоретически могла бы использоваться в качестве основы для жидкости гидроразрыва, не вызывая повреждения пласта. Пластовая вода также была легко доступна и гораздо безопаснее для использования в операциях по гидроразрыву, чем сырая нефть или другие углеводороды.

Исследователи обнаружили, что кукурузный" крахмал можно использовать для повышения вязкости жидкостей" на водной" основе, а также обеспечить некоторое снижение трения при движении по трубам. Растворы крахмала были использованы в нескольких операциях по гидроразрыву пласта, но они были далеки от идеальном" жидкости для гидроразрыва. Вязкостные характеристики крахмала было трудно предсказать, поверхностные свои" тва сильно зависели от напряжения сдвига и температуры жидкости. Растворы крахмала приходилось замешивать порционно, а составы были очень чувствительны к концентрации солей и бактериальном" деградации, даже несмотря на то, что средним" объем обработки все еще был меньше 80 м3 [6].

С открытием в конце 1950-х годов гуаровой камеди в качестве более надежного гелирующего агента для жидкостей" на водной" основе, родилась современная химия жидкостей" для гидроразрыва пласта. Благодаря признанию гидравлического разрыва пласта в качестве жизнеспособного и полезного метода

интенсификации притока скважин спрос на технологию способствовал развитию жидкостей" на основе гуара.

После широкого распространения линейных гелей" на основе гуара была проделана большая работа (в основном исследовательскими лабораториями сервисных компании" и поставщиками гуара) по улучшению системы. Были разработаны методы и стандартные процедуры проведения испытании" реологических и фильтрационных характеристик. Были достигнуты успехи в химии гуара, позволившие улучшить его диспергируемость и гелеобразующие свои" тва в водах с различным содержанием солеи" Были предложены ферментные деструкторы геля, чтобы обеспечить разрушение геля после гидроразрыва пласта. Были изобретены и позже модифицированы новые вискозиметры, позволяющие измерять реологические свои" тва растворов гуара при повышенных температурах. Эти результаты помогли определить ограничения для жидкостей" на основе гуара и стимулировать разработку термостабильных линеи ых гелей" на основе гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ) для гидроразрыва пласта в скважинах с пластовыми температурами выше 90оС.

В период с конца 1960-х до середины 1970-х годов широкии интерес к гидроразрыву пласта привел к нескольким важным достижениям, которые способствовали разработке используемых сегодня жидкостей" Эти разработки включают в себя применение сверхвязких жидкостей" использование компьютерных моделей" для моделирования операции" ГРП, совершенствование свои" тв пропантов, мониторинг трещин, исследования реологии, применение массированного гидравлического разрыва пласта, использование более высоких концентрации" пропанта, исследования, касающиеся повреждения проводимости трещины, и внедрение технологии с использованием пены в качестве жидкости-песконосителя [7].

Усовершенствования гелеобразователей на основе гуара и целлюлозы позволили добиться значительных успехов в гидроразрыве пласта с использованием несшитых гелей [8]. Вскоре после того, как были исследованы и удачно применены загущенные жидкости на углеводородной" основе, сервисные

компании разработали методы повышения вязкости линеи ых гелей" за счет использования металлических сшивающих агентов для связывания полимерных цепей" с целью повышения вязкости гелей что позволило создавать более широкие трещины и дало возможность закачивать более высокие концентрации пропанта.

В конце 1950-х годов уже существовала технология формирования сшитой структуры гелей" боратами, но жидкости для гидроразрыва с поперечными связями не получили популярность до тех пор, пока жидкости на основе гуара не были сшиты при относительно низких значениях рН с использованием сурьмы (а позже титанатов и цирконатов). Сшивку полимеров удалось сделать более доступной за счет регулирования рН с помощью буферов, подобранных индивидуально для каждого типа используемого сшивателя. Знания и опыт, полученный" ранее, были использованы для дальней" его улучшения и разработки менее дорогих гелей с использованием борсодержащих соединений в качестве сшивающих агентов [9].

Сшитые гели на основе гидроксипропилгуара (ГПГ) и гуаровои камеди с использованием усовершенствованных боратных сшивателем" в сочетании оптимизацией" рН обеспечили снижение стоимости применения технологии. На сегодняшним" день считается, что более 90% проводимых операций по гидроразрыву пласта выполняются с использованием жидкостей" для гидроразрыва, сшитых боратом [10]. Химическим" состав системы достаточно хорошо изучен, чтобы обеспечить отсрочку времени сшивания для применения в очень глубоких скважинах без увеличения потерь давления на трение при движении по НКТ. Из-за повышенной" вязкости сшитых систем возможно снижение концентрации полимера в составе и, соответственно, затраты могут быть сведены к минимуму. Также уменьшается количество неразрушенного полимера в призабойной зоне пласта (ПЗП) после деструкции жидкости. Лучшее понимание химии и механизмов сшивающем" жидкости позволило значительно улучшить дизайн и применение методов гидроразрыва пласта. Благодаря лучшему контролю процесса образования сшитого геля и результирующих параметров жидкости во время гидроразрыва пласта, при помощи моделирования процесса ГРП стали возможны минимизация объемов жидкости гидроразрыва и увеличение концентрации расклинивающего

материала, прогнозирование развития трещины и ее раскрытости. Эти разработки позволили более эффективно осуществлять подбор систем и проводить операции с улучшенными экономическими показателями [11].

В случае проведения операции" с использованием жидкостей для ГРП на основе гуара состав жидкости подбирается индивидуально для каждого месторождения и в зависимости от характеристик скважины-кандидата может включать помимо основных компонентов: гелирующего агента, сшивателя, деструктора, ряд дополнительных модифицирующих добавок, таких как: стабилизатор глин, деэмульгатор, биоцид, термостабилизатор, понизитель трения и другие [11]. Жидкости для ГРП на основе гуаровои камеди чувствительны к качеству воды, которая составляет основу геля, что приводит к повышенным затратам на подготовку, связанным с транспортировкой пресной" воды и ее подогревом. Кроме того, гели на основе гуаровои" камеди даже после разрушения образуют нерастворимые в воде и нефти осадки, забивая тем самым пропантную набивку до 10-50%, а иногда и более.

В современной" практике ГРП находят свое применение все большее количество реагентов. Исследователей" подталкивают различные факторы: экономические, логистические, технологические и многие другие. К новым системам для ГРП можно отнести системы на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУПАВ, которые представляют собоинеполимерные жидкости для гидроразрыва) [12-21] и синтетических полимеров, таких как полиакриламид (ПАА) [22-24]. Каждая из этих систем имеет свои преимущества и недостатки.

1.3. Проблема набухания глин

С момента перехода жидкостей" для ГРП с углеводородной" основы на водную - на минерализованные воды, а затем на пресные, возникли дополнительные осложнения, связанные с совместимостью жидкости для ГРП и ее остатков после деструкции с породой" коллектора и пластовыми флюидами. Для месторождении" углеводородов в терригенном коллекторе характерно присутствие глинистых минералов. Попадание пресной" воды в составе жидкости ГРП в такие пласты при технологических операциях может привести к набуханию глинистых минералов,

снижению проницаемости и, как следствие, снижению эффективности выполняемых работ [25-28]. Фильтрат жидкости может попадать в глубь пласта и контактировать с водочувствительными участками, дестабилизируя тем самым установившееся равновесие, что может привести к неблагоприятным последствиям в виде набухания и миграции глинистых частиц, что в свою очередь приведет к снижению проницаемости. В результате одним из важных параметров качества жидкости ГРП является ее воздеи твие на водочувствительные участки пласта. Существует длинным" перечень методов, используемых для изучения набухания глин, но остро стоит вопрос, связанный" с интерпретацией" полученных экспериментальных данных и их экстраполяцией" на реальные условия пласта.

Глинистыми в общем понимании считают образования элювиального и осадочного происхождения, в состав которых входят глинистые минералы. В грунтоведении, применительно к отложениям четвертичного возраста, к глинистым относятся тонкодисперсные образования элювиального и осадочного генезиса, с содержанием порядка 3% частиц глинистом" фракции, состоящей из глинистых минералов или их смесей [29].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бородин Сергей Алексеевич, 2023 год

Список литературных источников

1. Magadova, L.A.; Silin, М.А.; Gluschenko, V.N. Technological Aspects And Materials For Hydraulic Fracturing; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина: M., 2012; ISBN 9785919610755.

2. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин; УГТУ: Ухта, 2004; ISBN 5-88179-334-Х.

3. Clark, J.B. A Hydraulic Process for Increasing the Productivity of Wells. J. Pet. Technol. 1949, 1, 1-8, doi:10.2118/949001-G.

4. Barati, R.; Liang, J. A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells. J. Appl. Polym. Sci. 2014, 131, n/a-n/a, doi:10.1002/app.40735.

5. Howard, G.C.; Fast, C.R.. Optimum Fluid Characteristics for Fracture Extension. Drill. Prod. Pr. 1976.

6. Fink, J.K. Hydraulic Fracturing Chemicals and Fluids Technology; Elsevier Inc., 2013; ISBN 9780124114913.

7. Ogneva, A.S.; Fedorov, A.E.; Antonov, M.S.; Smolyanec, E.F.; Sergeychev, A.V. EVOLUTION OF USA TIGHT OIL FIELDS DEVELOPMENT TECHNOLOGIES. Pet. Eng. 2020, 18, 24, doi:10.17122/ngdelo-2020-2-24-37.

8. Cleary, M.P. Modelling and Development of Hydraulic Fracturing Technology. In Rock Fracture Mechanics; Springer Vienna: Vienna, 1983; pp. 383-475.

9. Jennings Jr, A.R. Fracturing Fluids - Then and Now. J. Pet. Technol. 1996, 48, 604-610, doi:10.2118/36166-ms-jpt.

10. Калинин, В.Р.; Козлов, Е.Н.; Кустышев, А.В. Сравнительноеисследование полимерных составов бобов гуара и карбоксиметилцеллюлозы в качестве гелеобразующих систем для гидроразрыва пласта. Нефтепромысловое дело 2016, 3, 22-30.

11. Магадова, М.А.; Малкин, Д.Н.; Силин, М.А.; Малютин, С.А. Современные технологические жидкости для гидроразрыва пласта и химические реагенты для их получения. 2019, 121, 169-175.

12. Daeffler, C.; Perroni, D.; Makarychev-Mikhailov, S.; Mirakyan, A. Internal viscoelastic surfactant breakers from in-situ oligomerization. Proc. - SPE Int. Symp. Oilf. Chem. 2019, 2019, 8-9, doi:10.2118/193563-ms.

13. Durairaj, R. Rheology - New Concepts, Applications and Methods; Durairaj, R., Ed.; InTech, 2013; ISBN 978-953-51-0953-2.

14. Al-Muntasheri, G.A. A critical review of hydraulic fracturing fluids over the last decade. Soc. Pet. Eng. - SPE West. North Am. Rocky Mt. Jt. Meet. 2014.

15. Feng, Y.; Zhaolong, G.; Jinlong, Z.; Zhiyu, T. Viscoelastic surfactant fracturing fluid for underground hydraulic fracturing in soft coal seams. J. Pet. Sci. Eng. 2018, 169, 646-653, doi:10.1016/j.petrol.2018.06.015.

16. Zhang, W.; Mao, J.; Yang, X.; Zhang, H.; Zhang, Z.; Yang, B.; Zhang, Y.; Zhao, J. Study of a novel gemini viscoelastic surfactant with high performance in clean fracturing fluid application. Polymers (Basel). 2018, 10, doi:10.3390/polym10111215.

17. Lu, Y.; Yang, F.; Ge, Z.; Wang, Q.; Wang, S. Influence of viscoelastic surfactant fracturing fluid on permeability of coal seams. Fuel 2017, 194, 1-6, doi:10.1016/j.fuel.2016.12.078.

18. Mao, J.; Yang, X.; Chen, Y.; Zhang, Z.; Zhang, C.; Yang, B.; Zhao, J. Viscosity reduction mechanism in high temperature of a Gemini viscoelastic surfactant (VES) fracturing fluid and effect of counter-ion salt (KCl) on its heat resistance. J. Pet. Sci. Eng. 2018, 164, 189-195, doi:10.1016/j.petrol.2018.01.052.

19. Chieng, Z.H.; Mohyaldinn, M.E.; Hassan, A.M.; Bruining, H. Experimental investigation and performance evaluation of modified viscoelastic surfactant (VES) as a new thickening fracturing fluid. Polymers (Basel). 2020, 12, 1-19, doi:10.3390/polym12071470.

20. Yang, C.; Hu, Z.; Song, Z.; Bai, J.; Zhang, Y.; Luo, J.Q.; Du, Y.; Jiang, Q. Self-assembly properties of ultra-long-chain gemini surfactant with high performance in a fracturing fluid application. J. Appl. Polym. Sci. 2017, 134.

21. Yang, X.; Mao, J.; Zhang, Z.; Zhang, H.; Yang, B.; Zhao, J. Rheology of Quaternary Ammonium Gemini Surfactant Solutions: Effects of Surfactant Concentration and Counterions. J. Surfactants Deterg. 2018, 21, 467-474, doi:10.1002/jsde.12157.

22. Li, J.; Tellakula, R.; Rosencrance, S. Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use 2015, 38.

23. Yang, Z.; Xu, Y.; Wang, X.; Duan, Y.; Che, M.; Lu, Y. Study and Application of Novel Cellulose Fracturing Fluid in Ordos Basin. IOP Conf. Ser. Earth Environ. Sci. 2018, 170, doi:10.1088/1755-1315/170/2/022145.

24. Li, Y.; Wang, S.; Guo, J.; Gou, X.; Jiang, Z.; Pan, B. Reduced adsorption of polyacrylamide-based fracturing fluid on shale rock using urea. Energy Sci. Eng. 2018, 6, 749-759, doi:10.1002/ese3.249.

25. Velde, B.; Barré, P. Soils, Plants and Clay Minerals; Springer Berlin Heidelberg: Berlin, Heidelberg, 2010; ISBN 978-3-642-03498-5.

26. Valaskova, M.; Martynková, S. Clay Minerals in Nature - Their Characterization, Modification and Application; Valaskova, M., Ed.; InTech, 2012; ISBN 978-953-51-0738-5.

27. Li, H.; Liu, Z.; Jia, N.; Chen, X.; Yang, J.; Cao, L.; Li, B. A New Experimental Approach for Hydraulic Fracturing Fluid Damage of Ultradeep Tight Gas Formation. Geofluids 2021, 2021, 1-9, doi:10.1155/2021/6616645.

28. Li, Z.; Li, H.; Li, G.; Yu, H.; Jiang, Z.; Liu, H.; Hu, S.; Tang, B. The influence of shale swelling on casing deformation during hydraulic fracturing. J. Pet. Sci. Eng. 2021, 205, 1-14, doi:10.1016/j.petrol.2021.108844.

29. Осипов, В.Н.; Соколов, В.И. Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств; ГЕОС: М., 2013; ISBN 978-5-89118-617-0.

30. Fink, J.K. Clay Stabilization. Pet. Eng. Guid. to Oil F. Chem. Fluids 2012, 125-148, doi:10.1016/b978-0-12-383844-5.00003-9.

31. Meunier, A. Clays; Springer Berlin Heidelberg: New York, 2005; ISBN 3-540-21667-7.

32. Федорин, Р.П.П.; Храмченков, М.Г.Г. Набухание глин и фильтрация растворов в глинах. Ученые Записки Казанского Университета. Серия Естественные Науки 2010, 152.

33. Benyahia, S.; Boumezbeur, A.; Lamouri, B.; Fagel, N. Swelling properties and lime stabilization of N'Gaous expansive marls, NE Algeria. J. African Earth Sci. 2020, 170, 103895, doi:10.1016/j.jafrearsci.2020.103895.

34. Krupskaya, V. V.; Zakusin, S. V.; Tyupina, E.A.; Dorzhieva, O. V.; Chernov, M.S.; Bychkova, Y. V. Transformation of the montmorillonite structure and its adsorption properties due to the thermochemical treatment. Геохимия 2019, 64, 300-319, doi:10.31857/s0016-7525643300-319.

35. Osipov, V.I.; Sokolov, V.N. Structure formation in clay sediments. Bull. Int. Assoc. Eng. Geol. 1978, 18, 83-90, doi:10.1007/BF02635352.

36. Журавлев, Г.И.; Лямина, Н.Ф. Набухание глинистых пород. Вестник АГТУ 2008, 148-162.

37. Соколов, В.Н. Глинистые породы и их свойства. Соровский образовательный журнал 2000, 6, 59-65.

38. Панахов, Г.М.; Аббасов, Э.М.; Юзбашиева, А.О.; Балакчи, В.Д. Особенности набухания глин в растворах электролитов. Сетевое издание «Нефтегазовое дело» 2019, 2100, 93109.

39. Anderson, R.L.; Ratcliffe, I.; Greenwell, H.C.; Williams, P.A.; Cliffe, S.; Coveney, P.V. Clay swelling — A challenge in the oilfield. Earth-Science Rev. 2010, 98, 201-216, doi:10.1016/j.earscirev.2009.11.003.

40. Muller-Vonmoos, M.; L0ken, T. The shearing behaviour of clays. Appl. Clay Sci. 1989, 4, 125-141, doi:10.1016/0169-1317(89)90004-5.

41. Quainoo, A.K.; Negash, B.M.; Bavoh, C.B.; Ganat, T.O.; Tackie-Otoo, B.N. A perspective on the potential application of bio-inhibitors for shale stabilization during drilling and

hydraulic fracturing processes. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020, 79, 103380, doi:10.1016/j.jngse.2020.103380.

42. Wang, L.L.; Zhang, G.Q.; Hallais, S.; Tanguy, A.; Yang, D.S. Swelling of Shales: A Multiscale Experimental Investigation. Energy & Fuels 2017, 31, 10442-10451, doi:10.1021/acs. energyfuels.7b01223.

43. Wilson, M.J..; Wilson, L. Clay mineralogy and shale instability: an alternative conceptual analysis. Clay Miner. 2014, 49, 127-145, doi:10.1180/claymin.2014.049.2.01.

44. Rahman, M.T.; Negash, B.M.; Moniruzzaman, M.; Quainoo, A.K.; Bavoh, C.B.; Padmanabhan, E. An Overview on the potential application of ionic liquids in shale stabilization processes. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020, 81, 103480, doi:10.1016/j.jngse.2020.103480.

45. Tchistiakov, A. Colloid Chemistry of In-Situ Clay-Induced Formation Damage. In Proceedings of the Proceedings of SPE International Symposium on Formation Damage Control; Society of Petroleum Engineers, 2000; pp. 371-379.

46. Kottsova, A.K.; Mirzaie Yegane, M.; Tchistiakov, A.A.; Zitha, P.L.J. Effect of electrostatic interaction on the retention and remobilization of colloidal particles in porous media. Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2021, 617, 126371, doi:10.1016/j.colsurfa.2021.126371.

47. Heidug, W.K.; Wong, S.-W. Hydration swelling of water-absorbing rocks: a constitutive model. Int. J. Numer. Anal. Methods Geomech. 1996, 20, 403-430, doi:10.1002/(SICI)1096-9853(199606)20:6<403::AID-NAG832>3.0.C0;2-7.

48. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин: Учебное пособие.; УГТУ: Ухта, 2004;

49. Karazincir, O.; Williams, W.; Rijken, P. Prediction of Fines Migration through Core Testing. In Proceedings of the Day 3 Wed, October 11, 2017; SPE, 2017; Vol. 0, pp. 9-11.

50. Abrams, M.E.; Grieser, B.; Benoit, D. Everything You Wanted to Know About Clay Damage but Were Afraid To Ask. 2016.

51. Silin, M.; Magadova, L.; Malkin, D.; Krisanova, P.; Borodin, S.; Filatov, A. Applicability Assessment of Viscoelastic Surfactants and Synthetic Polymers as a Base of Hydraulic Fracturing Fluids. Energies 2022, 15, 2827, doi:10.3390/en15082827.

52. Ahmed, H.M.; Kamal, M.S.; Al-Harthi, M. Polymeric and low molecular weight shale inhibitors: A review. Fuel 2019, 251, 187-217, doi:10.1016/j.fuel.2019.04.038.

53. Smaida, A.; Mekerta, B.; Gueddouda, M.K. Physico-mechanical stabilization of a high swelling clay. Constr. Build. Mater. 2021, 289, 123197, doi:10.1016/j.conbuildmat.2021.123197.

54. Murtaza, M.; Kamal, M.S.; Mahmoud, M. Application of a Novel and Sustainable Silicate Solution as an Alternative to Sodium Silicate for Clay Swelling Inhibition. ACS Omega 2020, 5, 1740517415, doi:10.1021/acsomega. 0c01777.

55. Zumrawi, M.; Mahjoub, A.M.M.; Alnour, I.M.; Zumrawi, M.M.E. Effect of some chloride salts on swelling properties of expansive soil. U KEJ 2016, 6, 35-41.

56. O&apos;Brien, D.E.; Chenevert, M.E. Stabilizing Sensitive Shales With Inhibited, Potassium-Based Drilling Fluids. J. Pet. Technol. 1973, 25, 1089-1100, doi:10.2118/4232-PA.

57. Magadova, L.A.; Malkin, D.N.; Borodin, S.A.; Kratnova, E.S. Study of Swelling of Variously Originated Clay Powders. Oil Gas Technol. 2020, 126, 11-16, doi:10.32935/1815-2600-2020-126-1-11-16.

58. Повжик, П.П.; Дегтярев, Ф.В. Лабораторные испытания ингибиторов глин и выбор оптимального реагента для безаварийного бурени надсолевой части Припятского прогиба. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса комплекса 2017, 4-8.

59. Ren, Y.; Wang, H.; Ren, Z.; Zhang, Y.; Geng, Y.; Wu, L.; Pu, X. Adsorption of imidazolium-based ionic liquid on sodium bentonite and its effects on rheological and swelling behaviors. Appl. Clay Sci. 2019, 182, 105248, doi:10.1016/j.clay.2019.105248.

60. Yu, M.; Chenevert, M.E.; Sharma, M.M. Chemical-mechanical wellbore instability model for shales: accounting for solute diffusion. J. Pet. Sci. Eng. 2003, 38, 131-143, doi:10.1016/S0920-4105(03)00027-5.

61. Liu, F.; Jiang, G.-C.; Wang, K.; Wang, J. Laponite nanoparticle as a multi-functional additive in water-based drilling fluids. J. Mater. Sci. 2017, 52, 12266-12278, doi:10.1007/s10853-017-1375-0.

62. Yuxiu, A.; Guancheng, J.; Yourong, Q.; Xianbin, H.; He, S. High-performance shale plugging agent based on chemically modified graphene. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2016, 32, 347-355, doi:10.1016/j.jngse.2016.04.048.

63. Zhao, X.; Qiu, Z.; Sun, B.; Liu, S.; Xing, X.; Wang, M. Formation damage mechanisms associated with drilling and completion fluids for deepwater reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 2019, 173, 112121, doi:10.1016/j.petrol.2018.09.098.

64. Balaban, R. de C.; Vidal, E.L.F.; Borges, M.R. Design of experiments to evaluate clay swelling inhibition by different combinations of organic compounds and inorganic salts for application in water base drilling fluids. Appl. Clay Sci. 2015, 105-106, 124-130, doi:10.1016/j.clay.2014.12.029.

65. Beg, M.; Singh, P.; Sharma, S.; Ojha, U. Shale inhibition by low-molecular-weight cationic polymer in water-based mud. J. Pet. Explor. Prod. Technol. 2018, 9, 1995-2007, doi:10.1007/s13202-018-0592-7.

66. Lin, J.-J.; Chen, Y.-M.; Yu, M.-H. Hydrogen-bond driven intercalation of synthetic fluorinated mica by poly(oxypropylene)-amidoamine salts. Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2007, 302, 162-167, doi:10.1016/j.colsurfa.2007.02.017.

67. Wang, L.; Liu, S.; Wang, T.; Sun, D. Effect of poly(oxypropylene)diamine adsorption on hydration and dispersion of montmorillonite particles in aqueous solution. Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2011, 381, 41-47, doi:10.1016/j.colsurfa.2011.03.008.

68. Guancheng, J.; Yourong, Q.; Yuxiu, A.; Xianbin, H.; Yanjun, R. Polyethyleneimine as shale inhibitor in drilling fluid. Appl. Clay Sci. 2016, 127-128, 70-77, doi:10.1016/j.clay.2016.04.013.

69. Zhong, H.; Qiu, Z.; Huang, W.; Cao, J. Poly (oxypropylene)-amidoamine modified bentonite as potential shale inhibitor in water-based drilling fluids. Appl. Clay Sci. 2012, 67-68, 36-43, doi:10.1016/j.clay.2012.06.002.

70. An, Y.; Jiang, G.; Ren, Y.; Zhang, L.; Qi, Y.; Ge, Q. An environmental friendly and biodegradable shale inhibitor based on chitosan quaternary ammonium salt. J. Pet. Sci. Eng. 2015, 135, 253-260, doi:10.1016/j.petrol.2015.09.005.

71. Bai, X.; Wang, H.; Luo, Y.; Zheng, X.; Zhang, X.; Zhou, S.; Pu, X. The structure and application of amine-terminated hyperbranched polymer shale inhibitor for water-based drilling fluid. J. Appl. Polym. Sci. 2017, 134, 45466, doi:10.1002/app.45466.

72. Ni, X.; Jiang, G.; Li, Y.; Yang, L.; Li, W.; Wang, K.; Deng, Z. Synthesis of superhydrophobic nanofluids as shale inhibitor and study of the inhibition mechanism. Appl. Surf. Sci. 2019, 484, 957-965, doi:10.1016/j.apsusc.2019.04.167.

73. Ni, X.; Liu, Z.; Wei, J. Quantitative evaluation of the impacts of drilling mud on the damage degree to the permeability of fractures at different scales in coal reservoirs. Fuel 2019, 236, 382-393, doi:10.1016/j.fuel.2018.08.130.

74. Ouellet-Plamondon, C.M.; Stasiak, J.; Al-Tabbaa, A. The effect of cationic, non-ionic and amphiphilic surfactants on the intercalation of bentonite. Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2014, 444, 330-337, doi:10.1016/j.colsurfa.2013.12.032.

75. Bi, Z.; Zhang, Z.; Xu, F.; Qian, Y.; Yu, J. Wettability, Oil Recovery, and Interfacial Tension with an SDBS-Dodecane-Kaolin System. J. Colloid Interface Sci. 1999, 214, 368-372, doi:10.1006/jcis.1999.6208.

76. Moslemizadeh, A.; Khezerloo-ye Aghdam, S.; Shahbazi, K.; Khezerloo-ye Aghdam, H.; Alboghobeish, F. Assessment of swelling inhibitive effect of CTAB adsorption on montmorillonite in aqueous phase. Appl. Clay Sci. 2016, 127-128, 111-122, doi:10.1016/j.clay.2016.04.014.

77. Qi, L.; Liao, W.; Bi, Z. Adsorption of conventional and gemini cationic surfactants in nonswelling and swelling layer silicate. Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2007, 302, 568572, doi: 10.1016/j. colsurfa.2007.03.035.

78. Li, P.; Guo, Y.; Lu, Z.; Zhang, W.; Hou, L. Syntheses, surface activities and aggregation morphologies of a series of novel itaconic acid based asymmetrical gemini surfactants. J. Mol. Liq. 2019, 290, 111218, doi:10.1016/j.molliq.2019.111218.

79. Li, Y.; Dai, C.; Wu, Y.; Xu, K.; Zhao, M.; Wang, Y. Viscoelastic surfactant fluids filtration in porous media: A pore-scale study. AIChE J. 2020, 66, doi:10.1002/aic.16229.

80. Wang, G.; Huang, T.; Yan, S.; Liu, X. Experimental study of the fracturing-wetting effect of VES fracturing fluid for the coal seam water injection. J. Mol. Liq. 2019, 295, 111715, doi: 10.1016/j .molliq.2019.111715.

81. Murtaza, M.; Ahmed Khan, R.; Kamal, M.S.; Hussain, S.M.S.; Mahmoud, M. Poly(Oxyethylene)-amidoamine Based Gemini Cationic Surfactants with Hydrophilic Spacers as Clay Stabilizers. Energy & Fuels 2020, 34, 10619-10630, doi:10.1021/acs.energyfuels.0c01010.

82. Murtaza, M.; Kamal, M.S.; Hussain, S.M.S.; Mahmoud, M.; Syed, N.A. Quaternary ammonium gemini surfactants having different spacer length as clay swelling inhibitors: Mechanism and performance evaluation. J. Mol. Liq. 2020, 308, 113054, doi:10.1016/j.molliq.2020.113054.

83. Ren, H.-P.; Tian, S.-P.; Zhu, M.; Zhao, Y.-Z.; Li, K.-X.; Ma, Q.; Ding, S.-Y.; Gao, J.; Miao, Z. Modification of montmorillonite by Gemini surfactants with different chain lengths and its adsorption behavior for methyl orange. Appl. Clay Sci. 2018, 151, 29-36, doi:10.1016/j.clay.2017.10.024.

84. Silin, M.A.; Magadova, L.A.; Malkin, D.N.; Krisanova, P.K.; Borodin, S.A.; Filatov., A.A. Complex Study of a Hydraulic Fracturing Fluid Based on a Pseudo-Dimeric Surfactant. Chem. Technol. Fuels Oils 2022, 632, 43-49, doi:10.32935/0023-1169-2022-632-4-43-49.

85. Olayiwola, T.; Ogolo, O.; Yusuf, F. Modeling the acentric factor of binary and ternary mixtures of ionic liquids using advanced intelligent systems. Fluid Phase Equilib. 2020, 516, 112587, doi:10.1016/j.fluid.2020.112587.

86. Jiang, J.; Gao, D.; Li, Z.; Su, G. Gel polymer electrolytes prepared by in situ polymerization of vinyl monomers in room-temperature ionic liquids. React. Funct. Polym. 2006, 66, 1141-1148, doi: 10.1016/j. reactfunctpolym.2006.02.004.

87. Meine, N.; Benedito, F.; Rinaldi, R. Thermal stability of ionic liquids assessed by potentiometric titration. Green Chem. 2010, 12, 1711, doi:10.1039/c0gc00091d.

88. Ahmadi, M.A.; Shadizadeh, S.R. Adsorption of Novel Nonionic Surfactant and Particles Mixture in Carbonates: Enhanced Oil Recovery Implication. Energy & Fuels 2012, 26, 4655-4663, doi:10.1021/ef300154h.

89. Arabloo, M.; Shahri, M.P.; Zamani, M. Characterization of Colloidal Gas Aphron-Fluids Produced from a New Plant-Based Surfactant. J. Dispers. Sci. Technol. 2013, 34, 669-678, doi: 10.1080/01932691.2012.683989.

90. Pordel Shahri, M.; Shadizadeh, S.R.; Jamialahmadi, M. Applicability Test of New Surfactant Produced from Zizyphus Spina-Christi Leaves for Enhanced Oil Recovery in Carbonate Reservoirs. J. Japan Pet. Inst. 2012, 55, 27-32, doi:10.1627/jpi.55.27.

91. Abdulelah, H.; Mahmood, S.M.; Al-Mutarreb, A. Effect of Anionic Surfactant on Wettability of Shale and Its Implication on Gas Adsorption/Desorption Behavior. Energy & Fuels 2018, 32, 1423-1432, doi:10.1021/acs.energyfuels.7b03476.

92. Kommareddy, S.; Shenoy, D.B.; Amiji, M.M. Gelatin Nanoparticles and Their Biofunctionalization. In Nanotechnologies for the Life Sciences; Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA: Weinheim, Germany, 2007.

93. Cescon, L. dos S.; Quartarone, P.; Ribeiro, S.P. da S.; Nascimento, R.S.V. Cationic starch derivatives as reactive shale inhibitors for water-based drilling fluids. J. Appl. Polym. Sci. 2018, 135, 46621, doi:10.1002/app.46621.

94. Ismail, I.; Ismail, A.S.I.; Mamat, N.S.; Muhtar, M.K.A. Improving Shale Inhibitive Performance using Methyl Glucoside (MEG) in Potassium Chloride Mud. J. Teknol. 2014, 68, doi:10.11113/jt.v68.2070.

95. Ma, J.; Yu, P.; Xia, B.; An, Y.; Wang, Z. Synthesis of a Biodegradable and Environmentally Friendly Shale Inhibitor Based on Chitosan-Grafted <scp>l</scp> -Arginine for Wellbore Stability and the Mechanism Study. ACS Appl. Bio Mater. 2019, 2, 4303-4315, doi:10.1021/acsabm.9b00566.

96. Экономидес, М.; Олини, Р.; Валько, Л. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике; Институт компьютерных исследований: М., 2007;

97. Белоусов, П.Е.; Бочарникова, Ю.И.; Боева, Н.М. Аналитические методы диагностики минерального состава бентонитовых глин. Вестник Российского Университета Дружбы Народов. Серия: Инженерные Исследования 2015, 4, 94-101.

98. Кубецкий, В.Л. Исследование набухания Сузаксуих глин. Вестник МГСУ 2012, 5662, doi:y^ 624.131.22.

99. Сас, В.Н.; Панов, И.В.; Кожевников, Р.О.; Мелешко, Е.Я.; Малешко, Е.Я. Применение ингибирующих композиций органического и неорганического типа. Бурение и нефть 2017, 30-33.

100. Добродеева, И.В.; Дегтярев, Ф.В.; Васильцова, С.С.; Бережной, А.С.; Васильцов, С.А. Создание ингибирующего бурового раствора для бурения надсолевых отложений Припятского прогиба. НГН 2018, 28-31.

101. Ruedrich, J.; Bartelsen, T.; Dohrmann, R.; Siegesmund, S. Moisture expansion as a deterioration factor for sandstone used in buildings. Environ. Earth Sci. 2011, 63, 1545-1564, doi:10.1007/s12665-010-0767-0.

102. Brochard, L. Swelling of Montmorillonite from Molecular Simulations: Hydration Diagram and Confined Water Properties. J. Phys. Chem. C 2021, 125, 15527-15543, doi:10.1021/acs.jpcc.1c02659.

103. Moisa, Y.N.; Ivanov, D.Y.; Filippov, E.F. Изучение механизмов ингибирования глинистых минералов при КРС. НГН 2014, 42-47, doi^flF 622.276.76:621.3.035.462.

104. Howard, P.R.; Hinkel, J.J.; Moniaga, N.C. Assessing Formation Damage from Migratory Clays in Moderate Permeability Formations. In Proceedings of the All Days; SPE, 2012; Vol. 2, pp. 898-908.

105. Билецки, М.Т.; Касенов, А.К.; Ратов, Б.Т.; Жанабаев, Т.А.; Утепов, З.Г. Результаты исследований по совершенствованию рецептур ингибирующих буровых растворов. Новости науки Казахстана 2015, 36-51.

106. Растегаев, Б.А.; Минибаев, В.В.; Кожевников, Р.О.; Панов, И.В.; Ульшин, А.В. Принципы ингибирования гидратации глин, ранжирование ингибиторов. НГН 2018, 36-40.

107. Петров, Н.А.; Измухамбетов, Б.С.; Агзамов, Ф.А.; Ногаев, Н.А. Катионоактивные ПАВ — эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности; Агзамова, Ф., Ed.; Недра: СПб, 2004;

108. Moraes, J.D.D.; Bertolino, S.R.A.; Cuffini, S.L.; Ducart, D.F.; Bretzke, P.E.; Leonardi, G.R. Clay minerals: Properties and applications to dermocosmetic products and perspectives of natural raw materials for therapeutic purposes—A review. Int. J. Pharm. 2017, 534, 213-219, doi:10.1016/j.ijpharm.2017.10.031.

109. Лаптев, Ф.М.; Жаров, B.C. Определение размокаемости глин. Нефтяное хозяйство 1934, II, 47-51.

110. Лаптев, Ф.Ф.; Кирьянова, А.Г. Новый метод определения набухания глинистых грунтов. Почвоведение 1937, 2, 72-74.

111. Васильев, A.M. Основы современной методики и техники лабораторных определений физических свойств грунтов; Государственное издательство литературы по строительству и архитектуре: М., 1953;

112. ГОСТ 25584-90 Грунты. Методы лабораторного определения коэффициента фильтрации. Изд-во стандартов 1990, 14.

113. Жигач, К.Ф.; Яров, А.Н. Об оценке набухаемости глин. Изв. ВУЗ, Нефть и газ 1959, 10, 13-18.

114. Maley, D.; Farion, G.; O'Neil, B. Non-Polymeric Permanent Clay Stabilizer for Shale Completions. In Proceedings of the All Days; SPE, 2013; Vol. 2, pp. 840-857.

115. Wang, Y.-L.; Yan, Q.-B.; Guuo, Z.; Guo, G.; Deng, Q.; Zhang, J.; Chenk, G. Исследование сополимера олеат-диэтиламин-эпихлоргидрин в качестве ингибитора набухания глин при добыче сланцевой нефти и газа. Нефтехимия 2018, 202-207, doi:10.7868/S0028242118020120.

116. API-13I Recommended Practice for Laboratory Testing Drilling Fluids. Am. Pet. Inst. 2009, 191.

117. Jain, R.; Mahto, V. Evaluation of polyacrylamide/clay composite as a potential drilling fluid additive in inhibitive water based drilling fluid system. J. Pet. Sci. Eng. 2015, 133, 612-621, doi:10.1016/j.petrol.2015.07.009.

118. Jain, R.; Mahto, V.; Sharma, V.P. Evaluation of polyacrylamide-grafted-polyethylene glycol/silica nanocomposite as potential additive in water based drilling mud for reactive shale formation. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2015, 26, 526-537, doi:10.1016/j.jngse.2015.06.051.

119. Повжик, П.П.; Добродеева, И.В.; Дегтярев, Ф.В. Изучение Физико-Химических Свойств Глиносодержащих Образцов С Целью Подбора Актуальных Реагентов-Ингибиторов Гидратации Глин. Оборудование И Технологии Для Нефтегазового Комплекса 2017, 21-24.

120. AL-Bazali, T. A Novel Experimental Technique to Monitor the Time-Dependent Water and Ions Uptake when Shale Interacts with Aqueous Solutions. Rock Mech. Rock Eng. 2013, 46, 11451156, doi:10.1007/s00603-012-0327-x.

121. Gholami, R.; Elochukwu, H.; Fakhari, N.; Sarmadivaleh, M. A review on borehole instability in active shale formations: Interactions, mechanisms and inhibitors. Earth-Science Rev. 2018, 177, 2-13, doi:10.1016/j.earscirev.2017.11.002.

122. Naik Parrikar, P.; Mokhtari, M.; Saidzade, A. Measurement of deformation heterogeneity during shale swelling using digital image correlation. J. Energy Resour. Technol. Trans. ASME 2022, 144, 1-10, doi: 10.1115/1.4051756.

123. Savari, S.; Kumar, A.; Whitfill, D.L.; Miller, M.; Murphy, R.J.; Jamison, D.E. Engineered LCM Design Yields Novel Activating Material for Potential Application in Severe Lost Circulation Scenarios.; SPE, 2013; Vol. 2, pp. 1226-1235.

124. Горонович, С.Н.; Швец, Т.С.; Олейников, А.Н.; Гамбург, Т.В.; Плотникова, Л.А. Влияние добавки многоатомных спиртов на набухаемость глин в пресных, моносолевых и полисолевых системах. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе 2012, 14-15.

125. Zhao, S.; Yan, J.; Wang, J.; Ding, T.; Yang, H.; Gao, D. Water-Based Drilling Fluid Technology for Extended Reach Wells in Liuhua Oilfield, South China Sea. Pet. Sci. Technol. 2009, 27, 1854-1865, doi:10.1080/10916460802626372.

126. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.; 2nd^ изд. п ed.; Недра: М., 1984;

127. Ноздря, В.И.; Романов, В.В.; Ратников, Э.Н.; Курдюков, А.В.; Смирнов, М.Е. Ингибиторы набухания глинистых сланцев производства АО «НПО «Полицелл» и методики определения их эффективности. НГН 2017, 46-53.

128. СТО Газпром 2-3.2-020-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента набухания глин и глинопорошков. 2005, 20.

129. BARATI, P.; KESHTKAR, S.; AGHAJAFARI, A.; SHAHBAZI, K.; MOMENI, A. Inhibition performance and mechanism of Horsetail extract as shale stabilizer. Pet. Explor. Dev. 2016, 43, 522-527, doi:10.1016/S1876-3804(16)30061-1.

130. Chenevert, M.E. Shale Control with Balanced-Activity Oil-Continuous Muds. J. Pet. Technol. 1970, 22, 1309-1316, doi:10.2118/2559-PA.

131. Muhammed, N.S.; Olayiwola, T.; Elkatatny, S. A review on clay chemistry, characterization and shale inhibitors for water-based drilling fluids. J. Pet. Sci. Eng. 2021, 206, 109043, doi:10.1016/j.petrol.2021.109043.

132. Koteeswaran, S.; Pashin, J.C.; Ramsey, J.D.; Clark, P.E. Quantitative characterization of polyacrylamide-shale interaction under various saline conditions. Pet. Sci. 2017, 14, 586-596, doi:10.1007/s12182-017-0166-1.

133. Mohan, K.K.; Fogler, H.S. Effect of pH and Layer Charge on Formation Damage in Porous Media Containing Swelling Clays. Langmuir 1997, 13, 2863-2872, doi:10.1021/la960868w.

134. Xu, J.; Chen, D.; Chen, Q.; Zhang, Z.; Hu, X.; Bai, X. Encapsulation of dodecyl trimethyl ammonium bromide-modified montmorillonite clay platelets in poly(methyl methacrylate- co -ethyl acrylate) particles. J. Compos. Mater. 2017, 51, 4053-4066, doi:10.1177/0021998317696344.

135. Xu, J.; Qiu, Z.; Zhao, X.; Huang, W. Hydrophobic modified polymer based silica nanocomposite for improving shale stability in water-based drilling fluids. J. Pet. Sci. Eng. 2017, 153, 325-330, doi:10.1016/j.petrol.2017.04.013.

136. Zhong, H.; Qiu, Z.; Sun, D.; Zhang, D.; Huang, W. Inhibitive properties comparison of different polyetheramines in water-based drilling fluid. J. Nat. Gas Sci. Eng. 2015, 26, 99-107, doi:10.1016/j.jngse.2015.05.029.

137. Xie, G.; Luo, P.; Deng, M.; Su, J.; Wang, Z.; Gong, R.; Xie, J.; Deng, S.; Duan, Q. Intercalation behavior of branched polyethyleneimine into sodium bentonite and its effect on rheological properties. Appl. Clay Sci. 2017, 141, 95-103, doi:10.1016/j.clay.2017.02.018.

138. Kahr, G.; Madsen, F.T. Determination of the cation exchange capacity and the surface area of bentonite, illite and kaolinite by methylene blue adsorption. Appl. Clay Sci. 1995, 9, 327-336, doi :10.1016/0169-1317(94)00028-0.

139. ГОСТ 21283-93 Глина бентонитовая для тонкой и строительной. Изд-во стандартов

1993.

140. Erkekol, S.; Gucuyener, I.H.; Kok, M.V. An Experimental Investigation on the Chemical Stability of Selected Formation and Determination of the Proper Type of Water-Base Drilling Fluids.

Part 1. Descriptive Tests. Energy Sources, Part A Recover. Util. Environ. Eff. 2006, 28, 875-883, doi:10.1080/00908310500276932.

141. Khodja, M.; Canselier, J.P.; Bergaya, F.; Fourar, K.; Khodja, M.; Cohaut, N.; Benmounah, A. Shale problems and water-based drilling fluid optimisation in the Hassi Messaoud Algerian oil field. Appl. Clay Sci. 2010, 49, 383-393, doi:10.1016/j.clay.2010.06.008.

142. An, Y.; Yu, P. A strong inhibition of polyethyleneimine as shale inhibitor in drilling fluid. J. Pet. Sci. Eng. 2018, 161, 1-8, doi:10.1016/j.petrol.2017.11.029.

143. Ruyle, B. Clay Control and its Application in Fracture Design.; 2017.

144. BP Stratistical Review of World Energy. Stat. Rev. World Energy 2014, 67, 1-56.

145. Leahy, M.; Barden, J.L.; Murphy, B.T.; Slater-thompson, N.; Peterson, D. International Energy Outlook 2013.

146. International Energy Outlook 2019. U.S. Energy Inf. Adm. U.S. 2019.

147. API Recommended practice for laboratory testing of drilling fluids-13I. Api Recomm. Pract. 2009, 8, 124.

148. Graton, L.C.; Fraser, H.J. Systematic Packing of Spheres: With Particular Relation to Porosity and Permeability. J. Geol. 1935, 43, 785-909, doi:10.1086/624386.

149. Tariq, Z.; Kamal, M.S.; Mahmoud, M.; Shakil Hussain, S.M.; Hussaini, S R. Novel gemini surfactant as a clay stabilizing additive in fracturing fluids for unconventional tight sandstones: Mechanism and performance. J. Pet. Sci. Eng. 2020, 195, 107917, doi:10.1016/j.petrol.2020.107917.

150. Wang, C. Study on Water Injection Effect of New Reservoir for Petroleum Energy Development. In Proceedings of the IOP Conference Series: Earth and Environmental Science; 2021; Vol. 770.

151. Formation, S.V.; Formation, C. Removing Fines-Migration Formation Damage in the Putumayo Basin in Colombia. 2017, 74-76.

152. Taherdangkoo, R.; Tatomir, A.; Taylor, R.; Sauter, M. Numerical investigations of upward migration of fracking fluid along a fault zone during and after stimulation. Energy Procedia 2017, 125, 126-135, doi:10.1016/j.egypro.2017.08.093.

153. Хавкин, А.Я. Физика нефтегазовых пластов и нелинейные явления: учебное пособие; Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина: М., 2019; ISBN 9785919613176.

154. Котяхов, Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов; Недра: Мовсква, 1977;

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Результаты оценки набухания породы по седиментационной стабильности суспензии

Таблица 18 - Результаты оценки набухания образца бентонитовой глины (США Ваио инг) по седиментационной стабильности суспензии

_Дисперсная фаза: Бентонит (США Вайоминг)_

Дисперсионная среда

Время 10,0 % раствор КС1 2,0 % раствор КС1 Дистиллированна я вода 0,2 % раствор Холлин-хлорида (70%) 0,2 % раствор ЧАС 0,2 % раствор цитрата калия 0,2 % раствор WCS-100

, мин Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), %

0.00 0.00 0.00 0.00

0 % % 0.00% 0.00% % 0.00% %

10 сек 87 0% 83 0% 83 0% 496 0% 499 0% 83 0% 95 0%

30 сек 80 8% 83 0% 83 0% 496 0% 499 0% 83 0% 95 0%

1 80 8% 83 0% 83 0% 484 2% 499 0% 83 0% 95 0%

3 80 8% 83 0% 83 0% 479 3% 499 0% 83 0% 95 0%

5 5 94% 11 87% 83 0% 473 5% 499 0% 83 0% 95 0%

10 5 94% 11 87% 83 0% 448 10% 499 0% 83 0% 95 0%

20 5 94% 11 87% 83 0% 408 18% 499 0% 83 0% 95 0%

40 5 94% 11 87% 83 0% 362 27% 480 4% 83 0% 95 0%

60 5 94% 11 87% 83 0% 334 33% 441 12% 83 0% 94 1%

80 5 94% 11 87% 83 0% 315 36% 409 18% 83 0% 93 2%

100 5 94% 11 87% 83 0% 307 38% 370 26% 83 0% 93 2%

120 5 94% 11 87% 83 0% 302 39% 338 32% 83 0% 93 2%

140 5 94% 11 87% 83 0% 298 40% 320 36% 83 0% 93 2%

160 5 94% 11 87% 83 0% 294 41% 313 37% 83 0% 92 3%

180 5 94% 11 87% 83 0% 292 41% 307 38% 83 0% 92 3%

200 5 94% 11 87% 83 0% 290 42% 301 40% 83 0% 92 3%

220 5 94% 11 87% 83 0% 290 42% 295 41% 83 0% 91 4%

240 5 94% 11 87% 83 0% 289 42% 293 41% 83 0% 90 5%

Таблица 19 - Результаты оценки набухания образца Палыгорскитовои глины (Россия) по седиментационной стабильности суспензии

Дисперсная фаза: Палыгорскит

Время

Дисперсионная среда

10,0 % раствор КС1 2,0 % раствор Дистиллированна КС1 я вода 0,2 % раствор Холлин- 0,2 % раствор хлорида (70%) ЧАС 0,2 % раствор цитрата калия 0,2 % раствор WCS-100

, мин Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), %

0.00 0.00 0.00 0.00

0 % % 0.00% 0.00% % 0.00% %

1 340 0% 83 0% 83 0% 83 0% 80 0% 83 0% 350 0%

3 200 41% 75 10% 83 0% 77 7% 74 8% 82 1% 250 29%

5 120 65% 65 22% 79 5% 74 11% 63 21% 81 2% 175 50%

10 80 76% 25 70% 77 7% 64 23% 17 79% 79 5% 140 60%

15 30 91% 7 92% 75 10% 40 52% 6 93% 77 7% 93 73%

20 22 94% 5 94% 75 10% 30 64% 5 94% 76 8% 65 81%

25 22 94% 5 94% 75 10% 10 88% 5 94% 76 8% 45 87%

30 22 94% 5 94% 75 10% 5 94% 5 94% 75 10% 24 93%

Таблица 20 - Результаты оценки набухания образца бентонитовои глины (Сар игюх) по седиментационной

стабильности суспензии

Дисперсная фаза: Бентонит (Саригюх)

Дисперсионная среда

Время 10,0 % раствор КС1 2,0 % раствор КС1 Дистиллированна я вода 0,2 % раствор Холлин-хлорида (70%) 0,2 % раствор ЧАС 0,2 % раствор цитрата калия 0,2 % раствор WCS-100

, мин Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), %

0.00 0.00 0.00 0.00

0 % % 0.00% 0.00% % 0.00% %

1 417 0% 70 0% 80 0% 70 0% 15 0% 80 0% 427 0%

3 34 92% 20 71% 20 75% 22 69% 11 27% 70 13% 60 86%

5 30 93% 7 90% 10 88% 8 89% 6 60% 50 38% 54 87%

10 29 93% 4 94% 8 90% 4 94% 5 67% 20 75% 44 90%

15 29 93% 4 94% 8 90% 4 94% 5 67% 12 85% 44 90%

Таблица 21 - Результаты оценки набухания образца монтмориллонитовой глины (Франция) по седиментационной стабильности суспензии

_Дисперсная фаза: Монтмориллонит (Франция)_

Дисперсионная среда

Время 10,0 % раствор КС1 2,0 % раствор КС1 Дистиллированна я вода 0,2 % раствор Холлин-хлорида (70%) 0,2 % раствор ЧАС 0,2 % раствор цитрата калия 0,2 % раствор WCS-100

, мин Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), мм Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), %

0.00 0.00 0.00 0.00

0 % % 0.00% 0.00% % 0.00% %

1 429 0% 83 0% 83 0% 83 0% 75 0% 83 0% 427 0%

3 31 93% 75 10% 83 0% 83 0% 50 33% 83 0% 400 6%

5 30 93% 50 40% 83 0% 77 7% 30 60% 83 0% 320 25%

10 30 93% 25 70% 83 0% 50 40% 20 73% 83 0% 120 72%

15 30 93% 10 88% 80 4% 25 70% 10 87% 83 0% 50 88%

20 30 93% 6 93% 78 6% 10 88% 6 92% 83 0% 33 92%

25 30 93% 5 94% 77 7% 7 92% 5 93% 83 0% 33 92%

30 30 93% 5 94% 77 7% 6 93% 5 93% 80 4% 33 92%

40 30 93% 5 94% 76 8% 6 93% 5 93% 75 10% 33 92%

50 30 93% 5 94% 76 9% 6 93% 5 93% 67 19% 32 93%

60 30 93% 5 94% 75 9% 5 94% 5 93% 55 34% 32 93%

70 30 93% 5 94% 75 10% 5 94% 5 93% 48 42% 32 93%

80 30 93% 5 94% 74 10% 5 94% 5 93% 44 47% 32 93%

90 30 93% 5 94% 74 11% 5 94% 5 93% 42 49% 32 93%

Таблица 22 - Результаты оценки набухания образца кернового материала по седиментационной стабильности суспензии

Время _Дисперсная фаза: Керн газового месторождения

мин_Дисперсионная среда

10,0 % 2,0 % раствор раствор КС1 КС1 Дистиллированна я вода 0,2 % раствор Холлин-хлорида (70%) 0,2 % раствор ЧАС 0,2 % раствор цитрата калия 0,2 % раствор WCS-100

Нс (абс), рх1 Нс Нс (отн), (абс), % рх1 Нс (отн), % Нс Н (абсх (отнх % Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс Нс (абс), (отн), рх1 %

0 532 0% 523 0% 519 0% 360 0% 359 0% 359 0% 362 0%

1 179 66% 425 19% 423 18% 211 41% 242 33% 350 3% 251 31%

3 85 84% 196 63% 287 45% 97 73% 120 67% 310 14% 142 61%

5 42 92% 54 90% 90 83% 65 82% 69 81% 254 29% 112 69%

10 42 92% 36 93% 39 92% 30 92% 30 92% 200 44% 58 84%

60 42 92% 36 93% 39 92% 29 92% 29 92% 170 53% 40 89%

Таблица 23 - Результаты оценки набухания образца бентонитовой глины (США Вайоминг) по седиментационной стабильности суспензии

Дисперсная фаза: Бентонит (США Вайоминг)

Время, Дисперсионная среда

Деструктированный гель ГРП на ПСХ Разрушенная система Деструктированный гель ГРП на основе

основе ВУПАВ Ро^е!

Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), % Нс (абс), рх1 Нс (отн), %

0 349 0% 368 0% 355 0%

1.00 334 4% 330 10% 355 0%

3.00 328 6% 33 91% 355 0%

5.00 321 8% 27 93% 355 0%

10.00 276 21% 26 93% 355 0%

20.00 231 34% 25 93% 355 0%

40.00 190 46% 25 93% 355 0%

60.00 172 51% 24 93% 355 0%

90.00 163 53% 24 93% 355 0%

120.00 151 57% 24 93% 355 0%

140.00 147 58% 24 93% 355 0%

160.00 145 58% 24 93% 355 0%

190.00 140 60% 24 93% 355 0%

220.00 137 61% 24 93% 355 0%

260.00 135 61% 24 93% 355 0%

Таблица 24 - Результаты оценки набухания образца кернового материала (США Ваио инг) по седиментационной

стабильности суспензии

_Дисперсная фаза: Керн газового месторождения_

_Дисперсионная среда_

Время, Деструктированный гель ГРП на ПСХ Разрушенная система Деструктированный гель ГРП на основе мин _основе_ВУПАВ_Ро^е!_

Нс (абс), рх! Нс (отн), % Нс (абс), рх! Нс (отн), % Нс (абс), рх! Нс (отн), %

0 515 0% 518 0% 520 0%

1 515 0% 368 29% 489 6%

3 464 10% 89 83% 469 10%

5 392 24% 37 93% 423 19%

10 390 24% 37 93% 420 19%

60 390 24% 37 93% 420 19%

ю о

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Результаты оценки набухания породы по отделению свободной жидкости

центрифугированием

Таблица 25 - Исследование отделения свободной жидкости в растворах хлорида калия различной концентрации

Концентрация KCl, %масс. 0 0,025 0,10 0,50 2,00 5,00 7,50 10,00 12,50

Масса глины, г 9,82 10,97 10,01 10,02 10,06 10,00 10,04 10,02 10,04

Масса жидкости жидк, г 88,35 99,56 90,13 90,77 90,08 89,99 89,76 90,18 90,05

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 80,23 80,20 80,72 80,84 80,10 80,90 81,04 81,91

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 15,02 23,97 45,28 59,88 64,01 65,08 65,90 66,85

Масса глины в пробе, г 7,64 7,96 8,01 8,02 8,12 8,01 8,14 8,10 8,21

Коэффициент удержания 8,43 7,19 6,02 3,42 1,58 1,01 0,94 0,87 0,83

Таблица 26 - Исследование концентрации

отделения свободной жидкости в растворах стабилизаторов глин различной

Исследуемый раствор

Параметр

Sä

х х

а в

рд

к

л л

к

т с

к «

с с а

CD

О

с с а

CD

о" О

1 б | б 2, 0,

н и о н и о 0, 1,

л л о к % (N 0, л л о К % О, 0 1 б о 0 1

р а р а р % р

о д о д о о

в и в и в в

т р т р т т

с о с о с с

а л а л а а

Рч К Рч К

ю

о

а

рао

s ^ а Ч

а ° О к; и К

У * £ *

а

рао

s

* Ч

СЧ ^ о к;

и К § 5

£ *

0 0

0 0

1 1

о ^ У о О ^ У о

£ S £ S

р 2 р 0

S о- о, в1

т т

с с

а а

Рч

Масса глины, г 9,82 10,06 10,02 10,01 10,03 10,0159 10,011 10,02 10,03 10,02 9,927

Масса жидкости жидк, г 88,35 90,08 90,18 90,59 90,37 90,4688 90,301 90,47 90,23 90,48 89,974

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 80,84 81,04 81,07 82,00 71,994 71,237 74,08 73,92 73,69 75,368

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 59,88 65,90 21,23 51,71 9,747 33,931 15,13 33,63 12,32 27,884

Масса глины в пробе, г 7,64 8,12 8,10 8,96 9,10 7,18 7,11 7,38 7,39 7,35 7,49

Коэффициент удержания 8,43 1,58 0,87 5,68 2,33 7,67 4,25 6,98 4,45 7,35 5,34

Таблица 27 - Исследование отделения свободной" жидкости в растворах холлин-хлорида различной" концентрации

Концентрация раствора холлин-хлорида (70%), %об 0 0,20 0,50 1,00 2,00 5,00 7,50 10,00 20,00 30,00 40,00 60,00 80,00

Масса глины, г 9,82 10,01 10,01 10,03 10,04 10,08 10,01 10,08 10,01 10,01 10,02 10,01 10,00

Масса жидкости жидк, г 88,35 90,59 90,35 90,37 1 90,13 90,40 90,86 90,16 90,90 89,99 90,17 90,01 90,85

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 81,07 81,85 82,00 : 82,90 77,93 78,60 78,89 79,81 70,26 71,03 71,42 72,14

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 21,23 36,86 51,71 : 56,38 57,91 59,84 59,69 61,84 56,02 56,70 57,03 57,11

Масса глины в пробе, г 7,64 8,96 9,07 9,10 9,23 8,69 8,66 8,82 8,79 7,82 7,89 7,94 7,94

Коэффициент удержания 8,43 5,68 3,96 2,33 1,87 1,30 1,17 1,18 1,04 0,82 0,81 0,81 0,89

Таблица 28 - Исследование отделения свободной жидкости в деструктированом геле ГРП на ПСХ основе и при его

разбавлении

Концентрация деструктировануого геля ГРП на ПСХ основе, %об 0 1,00 0,75 0,50 0,25

Масса глины, г 9,82 10,02 10,01 10,10 10,03

Масса жидкости жидк, г 88,35 89,63 89,68 93,97 92,20

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 67,99 67,08 66,88 67,26

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 25,47 19,12 14,96 7,72

Масса глины в пробе, г 7,64 6,83 6,74 6,49 6,60

Коэффициент удержания 8,43 5,22 6,12 7,00 8,03

Таблица 29 - Исследование отделения свободной жидкости в разрушенной системе ВУПАВ и при ее разбавлении

Концентрация разрушенной системы ВУПАВ, %об 0,00 1,00 0,75 0,50 0,25 0,10

Масса глины, г 9,82 10,01 10,04 10,01 10,03 10,01

Масса жидкости жидк, г 88,35 89,77 90,23 90,18 90,55 90,42

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 70,45 80,88 79,98 79,87 80,22

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 50,84 53,58 51,92 48,38 32,59

Масса глины в пробе, г 7,64 7,07 8 ,10 7,99 7,96 7,99

Коэффициент удержания 8,43 1,77 2,37 2,51 2,95 4,96

Таблица 30 - Исследование отделения свободной жидкости в деструктированом геле ГРП на основе Ро1уОе1 и при

его разбавлении

Концентрация деструктированного геля ГРП на основе Po1yGe1, %об 0,00 1,00 0,75 0,50

Масса глины, г 9,82 10,06 9,99 10,09

Масса жидкости жидк, г 88,35 90,22 91,61 89,89

Масса суспензии, помещенная в центрифужную пробирку, г 76,43 65,62 67,74 65,95

Масса отделившейся жидкости после центрифугирования, г 4,36 15,17 15,17 6,52

Масса глины в пробе, г 7,64 6,58 6,66 6,65

Коэффициент удержания 8,43 6,66 6,89 7,93

м

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Результаты оценки набухания породы на таймере капиллярной пропитки

Таблица 31 - Результаты оценки набухания бентонитовой глины (США, Ваио инг) и кернового материала на ТКП

Дисперсионная среда Дисперсная фаза Дисперсная фаза

Бентонит (США Вайоминг) Образец кернового материала

Повторения, сек Ср. знач., сек Повторения, сек Ср. знач., сек

1 2 3 1 2 3

10,0 % раствор KCl 60 68 67 65 42 45 48 45

2,0 % раствор KCl 93 120 140 118 65 58 59 61

Дистиллированная вода 980 1190 1100 1090 59 63 65 62

0,2 % раствор Холлин-хлорида (70%) 160 134 128 141 67 64 65 66

0,2 % раствор ЧАС 132 144 154 143 52 53 53 53

0,2 % раствор цитрата калия 1050 1300 1190 1180 58 63 62 61

0,2 % раствор WCS-100 208 185 232 208 63 58 58 60

Деструктированный гель ГРП на ПСХ основе 2520 2350 2480 2450 100 101 100 100