Исследование свойств афронсодержащих жидкостей для использования в процессах временной изоляции пласта

UDK: 661.185:622.244.442

DOI: 10.24887/0028-2448-2026-3-84-89

Ключевые слова: aphron-based fluids, foam systems, temporary reservoir isolation, low reservoir pressure, reservoir quality decrease, completion, workovers

Авт.: А.И. Трифонов (Самарский гос. технический университет); К.И. Бабицкая (Самарский гос. технический университет); О.А. Нечаева (Самарский гос. технический университет)

Использование афронсодержащих жидкостей при бурении и глушении скважин в условиях сниженного пластового давления позволяет уменьшить негативное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пласта по сравнению с применением стандартных технологических жидкостей. Временная изоляция пласта в данном случае осуществляется за счет микропузырьков, содержащихся в технологической жидкости, которые при проведении операции на репрессии заходят в поровое пространство и, расширяясь, создают экран, препятствующий последующему проникновению кольматантов в призабойную зону пласта. В статье приведено описание исследования влияния концентрации основных компонентов афронсодержащих жидкостей - биополимера (ксантановая камедь) и ПАВ - на физические свойства афронсодержащих систем. В рамках исследования были проведены две серии экспериментов – с анионактивным ПАВ (додецилсульфат натрия) и цвиттер-ионным ПАВ (кокамидопропилбетаин). Для каждого из приготовленных составов были измерены плотность, вязкость, давление сдвига, дисперсность. Исследован процесс старения афронсодержащих составов. По результатам работы определены концентрации биополимера и ПАВ, рекомендуемые для приготовления технологических жидкостей с целью временной изоляции пласта. Выявлено, что оптимальная концентрация ксантановой камеди составляет 0,5 %, что дает возможность обеспечить стабильность афронсодержащией жидкости в течение 1 сут и более. Граничное массовое содержание ПАВ, при котором достигаются требуемые технологические параметры афронсодержащей жидкости, составляет 0,025 %. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ приводит к значительному снижению плотности, увеличению кратности пены и повышению вязкости состава.

Список литературы

1. Ямов Г.А., Ибрагимова Д.Р., Милованова В.В. Применимость технологии глушения газовых и газоконденсатных скважин пенными составами на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2021. – № 9, 10. – С. 58–66. – EDN: DLSYIK

2. Пат. № 2330942 РФ. Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением / Л.А. Магадова, Р.С. Магадов, М.А. Силин, Е.Г. Гаевой,

Н.Н. Ефимов, Р.Р. Назыров, Ю.А. Ларченко, О.В. Гурьянов; № 2005 136 331/03; заявл. 23.11.2005; опубл. 10.08.2007.

3. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. – 2-е изд. – М.: Химия, 1983. – 264 с.

4. Андаева Е.А., Сидоров Л.С., Сидоров Ю.Л. Эффект Жамена как фактор увеличения продуктивности скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 5. – С. 26–30. – EDN: QBDWJD

5. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Л.В. Казакевич, Е.Н. Бекиш. – М.: Недра, 1987. – 229 с.

6. Sebba F. Foams and biliquid foams. Aphrons. – New York: Wiley, 1987. – 236 p.

7. Brookey T. Micro-bubbles: New Aphron drill-in fluid technique reduces formation damage in horizontal wells // SPE-39589-MS. – 1998. – https://doi.org/10.2118/39589-MS

8. Перепелкин К.Е., Матвеев В.С. Газовые эмульсии. – Л.: Химия, 1979. – 200 с.

9. Alizadeh A., Khamehchi E. Experimental investigation of the oil based Aphron drilling fluid for determining the most stable fluid formulation // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 174. – Р. 525–532. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.065

10. Bjorndalen N., Kuru E. Physico-chemical characterization of Aphron-based drilling fluids //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2008. – Т. 47. – №. 1. – https://doi.org/10.2118/2005-050

11. Growcock F. Enhanced wellbore stabilization and reservoir productivity with Aphron drilling fluid technology. – Houston, Texas: MASI Technologies, 2005. – 171 p. – https://doi.org/10.2172/896513

12. A comprehensive review of colloidal gas Aphrons applications in the oil industry / H. Mehrjoo, Y. Kazemzadeh, I. Ismail [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2025. – № 15. – https://doi.org/10.1007/s13202-025-01944-6. – EDN: IPUXGG

13. Arabloo M., Shahri M.P. Experimental studies on stability and viscoplastic modeling of colloidal gas aphron (CGA) based drilling fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – V. 113. – Р. 8–22. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.12.002

14. Insight into selection of appropriate formulation for colloidal gas Aphron (CGA)-based drilling fluids / M. Pasdar, E. Kazemzadeh, E. Kamari [et al.] // Petroleum Science. – 2020. – № 17. – Р. 759–767. – https://doi.org/10.1007/s12182-020-00435-z. – EDN: EEJEJS

15. Ramirez F., Greaves R., Montilva J. Experience using Microbubbles-Aphron drilling fluid in mature reservoirs of Lake Maracaibo // SPE-73710-MS. – 2002. –https://doi.org/10.2118/73710-MS

16. Применение вязкоупругих систем в процессах интенсификации добычи нефти / А.А. Рязанов, П.В. Склюев, К.И. Бабицкая, С.А. Булгаков // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 1. – С. 99–111. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-1-99-111. – EDN: GOVGOS

17. Babitskaya K.I., Konovalov V.V. Study on impact of the size of compound micelles comprised of anionic and nonionic surfactants on efficiency of residual oil displacement after flooding // ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2016. – Vol. 11. – Issue 16. – P. 9622–9626. – EDN: XFKCOF

18. Nikitin V.I., Agrelkina M.M. Justification for the selection of a relative permeability model in the task of predicting drilling fluid filtrate invasion into the formation // International Journal of Engineering. – 2025. – №38(10). – P. 2312–2320. – https://doi.org/10.5829/ije.2025.38.10a.08. – EDN: HOJMXW