Введение

В последние годы буровой раствор на водной основе стал горячей точкой исследований в области технологии буровых растворов для сланцевого газа благодаря своим преимуществам безопасности, защиты окружающей среды и низкой стоимости. Из-за сильной рациональности залегания и низкой проницаемости в сланцевых породах имеется большое количество микротрещин (ширина трещин составляет от 50 нм до 40 мкм). Расширение и проникновение приведут к нестабильности ствола скважины, что серьезно ограничивает популяризацию и применение буровых растворов на водной основе при добыче сланцевого газа. Обычные закупоривающие материалы распределены в микронном масштабе, что не может эффективно соответствовать наномасштабным микротрещинам сланцевого пласта, и трудно добиться эффективного закупоривания, что приводит к возникновению потери блоков и нестабильности стенки скважины в процессе эксплуатации. бурение горизонтальных скважин на сланцевый газ. Поэтому очень важно разработать наноразмерные закупоривающие агенты, соответствующие сланцевому пласту, и добиться эффективного закупоривания наноразмерных трещин для поддержания стабильности ствола скважины и снижения частоты сложных скважинных аварий.

В процессе бурения эффективное закупоривание мелких трещин вблизи ствола скважины является одним из эффективных способов избежать нестабильности ствола скважины. Чтобы добиться эффективного закупоривания наноразмерных пор в глиняных пластах, необходимо использовать наноразмерное закупоривание. Материал. В настоящее время в буровой технике в стране и за рубежом широко используются асфальтовые и эмульгированные парафиновые тампонажи. Эти материалы имеют крупный размер частиц и обладают лучшим закупоривающим действием на пласты с крупными трещинами и зазорами, но не могут образовывать размеры с мелкими трещинами. Если оно подобрано, хорошая внутренняя глиняная корка не может быть сформирована, поэтому не может быть достигнуто эффективное закупоривание образования микротрещин. Учитывая проблему, заключающуюся в том, что размер пор глиняного сланца на нефтяном месторождении Наньпу составляет наномикроны, традиционным твердым частицам выше микрона трудно добиться эффективного закупоривания. Закупоривающий агент может значительно улучшить потери при фильтрации при высоких температурах и высоком давлении, потери при фильтрации на песчаном диске и способность выдерживать давление глинистой корки. Результаты исследования показывают, что буровой раствор с нанозакупоривающим агентом может достигать потерь при фильтрации при высоких температурах и высоком давлении в размере 17 мл и потерь при фильтрации на песчаном диске в размере 14 мл, что является минимальным значением, и может эффективно улучшить несущую способность скважины под давлением. глиняный пирог до давления более 9, МПа.

Индекс производительности:

Применение и дозировка:

Обычно сумма добавления составляет 2~5%.

Упаковка:

200 кг/барабан