IX Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2017

ВВЕДЕНИЕ.

В существующих социально-экономических условиях России можно говорить о том, что нефтегазодобывающая промышленность является ведущей отраслью промышленности. Формирование приоритетных направлений научно-технического прогресса определяется необходимостью решения проблем, возникающих в нефтегазодобывающей промышленности. На развитие нефтегазодобывающей промышленности и разведку новых месторождений расходуются большие материальные и денежные средства. Бурение скважин является самой капиталоёмкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. Для быстрейшего развития и стабилизации экономики страны необходимо повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, т.е. увеличение скоростных показателей бурения, так и повышение качества самих буровых работ.

Важнейшая роль в повышении эффективности буровых работ отводится буровым растворам. Развитие технологии бурения подразумевает постоянное совершенствование и разработка новых буровых промывочных растворов. Обеспечение буровых работ в сложных геологических условиях может быть достигнуто только путем правильного, дифференцированного выбора типа системы для каждого конкретного случая и рационального регулирования ее свойств в процессе проводки скважин. Процессы, приготовления и очистки буровых растворов занимают важное место среди других процессов строительства и ремонта глубоких скважин.

Актуальность данной работы заключается в том что на сегодняшнее время при составлении проектов по строительству скважины остается острым вопрос по выбору типа бурового раствора при бурении продуктивных горизонтов, целевых пластов.

От правильного выбора типа бурового раствора, оборудования для его очистки, химической обработки зависят скорость бурения, устойчивость стенок скважины, качество вскрытия продуктивного горизонта и пласта, работоспособность и износостойкость бурового оборудования и инструмента, возможность предотвращения аварий и осложнений, успех цементирования и в итоге общая стоимость строительства скважины.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами.

Поддержание высоких уровней добычи газа и нефти в значительной степени определяется фильтрационной характеристикой призабойной зоны пласта. Опыт разработки нефте-газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и ремонтных работ в скважинах, а также при их эксплуатации постепенно ухудшаются коллекторские свойства ПЗП (призабойной зоны пласта). Чаще всего это является следствием отрицательного воздействия технологических жидкостей на водной основе, которые наиболее широко используют на данном этапе развития отрасли. Буровые растворы на водной основе не удовлетворяют указанным требованиям. При контакте таких растворов с углеводородными пластовыми флюидами и содержащей их пористой средой происходит необратимое снижение естественной проницаемости призабойной зоны скважины.

Альтернативными системами в этом плане являются составы на углеводородной и обратные эмульсии. Рентабельность использования эмульсий обусловлена их способностью к сохранению, восстановлению и повышению естественных коллекторских свойств пласта, широким спектром плотности, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств, а также доступностью составляющих компонентов.

Расширение применения обратных эмульсий в бурении во многом поможет росту качественных и количественных показателей.

Следует указать, что именно использование обратных эмульсий в отечественной практике вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин позволило в полной мере оценить негативное влияние технологических жидкостей на водной основе, на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП).

Разработка специальных составов обратных эмульсий способствовала появлению новых технологических процессов в газонефтедобыче, а также повышению успешности и эффективности традиционных методов строительства скважин. Появилась необходимость более полного изучения свойств обратных эмульсий, причин их дестабилизации и веществ отвечающих за стабильность эмульсии в процессе бурения.

Обратные эмульсии в нефтяной промышленности были впервые использованы в США в 1953 г. при вскрытии продуктивных коллекторов бурением, глушении скважин и гидроразрыве пластов.

Последующее время характеризовалось бурным развитием исследований как в области расширения номенклатуры химических соединений для получения и регулирования свойств специальных составов обратных эмульсий, так и в плане их практического использования в нефтегазовой промышленности. В 80-х годах в странах Западной Европы удельный объем обратных эмульсий, использующихся, например, при бурении скважин, составлял около 10%, а для района Северного моря - 50% от общего объема технологических жидкостей.

Применение обратных эмульсий в нефтяной промышленности нашей страны началось в конце 60-х - начале 70-х годов и на сегодняшний день постоянно расширяется. Наиболее широко их используют в ПО "Татнефть", "Коминефть", "Белоруснефть", "Укрнефть", "Пермнефть", "Главтюменнефтегазе" и ряде других компаний.

В настоящее время перспективным направлением в отрасли является разработка отложений с АВПД, находящихся как правило на большой глубине. При этом вследствие высоких забойных температур и содержания твердой фазы (утяжелителей) при использовании РУО для бурения данных интервалов следует уделить большое внимание разработке оптимальной реологической модели, минимально зависящей от температуры.

В нашей работе будет предложено использование РУО системы «Полиэмульсан» позволяющей решать ряд задач, таких как бурение несовместимых интервалов, скважин со сложными профилями и большими отходами от вертикали, качественное вскрытие продуктивных пластов.

Помимо этого, РУО «Полиэмульсан» имеет ряд важных достоинств:

• данная система является универсальной, специальный подбор реагентов обеспечивает возможность оптимизации состава в зависимости от геологотехнических условий в скважине и технологического назначения раствора, что позволяет добиваться максимальной эффективности при минимуме затрат.

• предлагаемый тип раствора обладает высокой ингибирующей и блокирующей способностью, что позволяет использовать ее для профилактики обвалообразований, в том числе при бурении интервалов, сложенных неустойчивыми породами.

• отсутствие образования водных барьеров и гидрофобизация поверхности коллектора – еще один немаловажный плюс РУО «Полиэмульсан».

В данной дипломной работе рассматривается ряд важных вопросов, связанных с технологией бурения и заканчиванием проектируемой скважины, выбором бурового оборудования, вопросами охраны труда, рекомендациями по уменьшению вредного влияния на окружающую среду, подсчитыванием экономического эффекта от внедрения нового типа бурового раствора.

1. ВИДЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ЕГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, СОСТАВ. ПАРАМЕТРЫ - ОБУСЛАВЛИВАЮЩИЕ КАЧЕСТВО БУРОВОГО РАСТВОРА.

1.1 Виды буровых растворов (по составу дисперсионной среды).

Растворы на основе газа. Сухой газ: воздух, природный газ, выхлопные газы, продукты горения. Влажный газ: капельки воды или бурового раствора, перемещаемые потоком воздуха. Пена: пузырьки воздуха, окружённые плёнкой воды с ПАВ, стабилизирующим пену. Стойкая пена: пена, содержащая упрочняющие пленку материалы, например органические полимеры, бентонит и др.

Растворы на основе воды. Пресная вода – Раствор: истинный и коллоидный, т.е. содержащий твёрдые вещества, не выделяющиеся из воды при длительном нахождении в покое, например бентонит. Твёрдые вещества, растворённые в воде включают в себя: соли, например хлористый натрий (кальций) и др., ПАВ, органические коллоиды. Эмульсии (прямые) – маслянистая жидкость, содержащая капельки масла в воде, удерживаемые эмульгатором.

Растворы на основе нефти или нефтепродуктов. Нефть или дизельное топливо. Раствор содержит капельки воды в нефти стабилизированной ПАВ (инвертная эмульсия), может содержать бентонит, утяжелители.

В настоящее время наиболее распространены растворы на водной основе. Однако на многих месторождениях для вскрытия продуктивных горизонтов внедряется технология применения Растворов на углеводородной основе РУО.

1.2 Функции буровых растворов.

При выборе типа бурового промывочного раствора ста­вится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. Буровой раствор выбирают с учетом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения невозмущенного со­стояния, по восприимчивости к воздействию буровых рас­творов. Основное внимание должно быть уделено глинистым отложениям, так как на их долю приходится до 70 % общего объема осадочных пород и они составляют значительную часть разреза бурящихся скважин во многих нефтегазонос­ных районах. Технологические показатели глубокого бурения на нефть и газ во многом зависят от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

Функции буровых растворов:

• Удаление выбуренной породы из-под долота, транспортировка её вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и столом скважины и обеспечение возможности отделения её на поверхности.

• Охлаждение и очистка долота.

• Уменьшение трения между бурильной колонной и стенкой скважины.

• Поддержание устойчивости не обсаженных интервалов в стволе скважины.

• Образование тонкой фильтрационной корки низкой проницаемости, которая перекрывает поры и другие отверстия в разбуриваемых породах.

• Предотвращение притока флюидов (нефти, газа или воды) из разбуриваемых проницаемых пород.

• Создание условий для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов, геофизических исследований.

• Буровой раствор не должен наносить вреда членам буровой бригады и ущерба окружающей среде, требовать применения необычных или дорогостоящих методов заканчивания пробуренной скважины, ухудшать продуктивность пласта, вызывать коррозию или чрезмерный износ бурового оборудования.[7,11,12,16]

1.3 Свойства буровых растворов.

Технологические свойства буровых растворов – это влияние промывочных жидкостей на разрушение горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.

Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие темпе­ратуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых растворов. Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при закачивании и продавливании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем целенаправленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая специальными реагентами для предотвращения осложнении и оптимизации процесса бурения.

Наибольшее влияние на качество бурового раствора, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодейст­вуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора на водной основе, набухают, теряют устойчивость и переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором рыхлых пород вызы­вает их оползание или осыпание в ствол скважины.

Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые во­ды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагули­руют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нераство­римые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, карбонатные, сульфатные и хлоридные. В пределах этих классов выделяют воды по преобладающему катиону кальция, магния или натрия. Наиболее минерализованными являются воды, которые находятся в осадочных породах, содержащих известняки, доломиты, гипсы и каменную соль. Минерализа­ция пластовых вод, как правило, возрастает с увеличением глубины и колеблется в широких пределах, достигая 30 г/л и более (рассолы).

Газ, находящийся как в свободном, так и в растворенном состоянии, существенно влияет на изменение свойств буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводо­род, в больших — углекислый газ. В водах нефтяных место­рождений содержится метан, иногда бутан и пропан. Сво­бодный кислород в пластовых водах на большой глубине от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами.

Для качественного вскрытия продуктивного горизонта необходимо применение бурового раствора с технологическими параметрами, отвечающими самым высоким требованиям – которыми обладает утяжеленный раствор на углеводородной основе.

Сложность процессов разрушения горных пород, приготов­ления, очистки, химической обработки буровых растворов, их физико-химических взаимодействий с породой при про­мывке скважин, разобщения пластов при креплении, а также нестабильность работы технологического оборудования, не­однородность используемых материалов и химических реа­гентов обусловливают случайные отклонения технологичес­ких параметров при проводке скважин.

Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задачам получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента. Заданные свойства жидкости получают, подбирая состав и вид компонентов. Наибольшую сложность представляет получение дисперсных буровых растворов, так как здесь очень важное значение имеет степень дисперсности твердой фазы и характер ее взаимодействия с остальными компонентами. Изменяя степень дисперсности, можно при одном и том же составе бурового раствора в широких пределах варьировать некоторыми и в первую очередь реологическими свойствами промывочного агента.

В процессе бурения буровой раствор взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления, атмосферного воздуха, осадков. В нем происходят внутренние процессы, связанные с ослаблением электрических зарядов на частицах и старением составляющих компонентов. Все это приводит к ухудшению свойств раствора, он теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать и поддерживать его необходимые свойства.

Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.

Параметры же ре­жимов технологических процессов и операций при бурении с использованием буровых растворов в большинстве случаев должны иметь весьма жесткие допуски, т.е. устанавливаться и поддерживаться с необходимой точностью, что диктуется необходимостью увеличения скоростей проходки, снижения аварийности, числа осложнений и др.

Это требует введения в технологический процесс большо­го числа контрольных операций и уменьшения погрешностей измерений. Зависимость эффективности технологических процессов бурения скважин от полноты, достоверности и своевремен­ности получения результатов контроля параметров поставила проблему создания новых и совершенствования существую­щих методов и средств контроля состояния технологических процессов, буровых растворов в число важ­нейших.

Значение контроля неуклонно возрастает в связи с увели­чением глубин бурения, повышением скоростей проходки и связанным с этим ростом трудностей, существенным повы­шением ответственности за правильное принятие решения об управлении технологическим процессом.

Значимость проблемы контроля параметров велика еще и потому, что получаемые результаты контроля параметров технологических процессов бурения скважин используются в дальнейшем при проектировании новых скважин и от досто­верности используемых данных зависит качество проектных решений и эффективность буровых работ. [16,18]

1.4 Параметры буровых растворов. Методика измерения.

Параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, реологические параметры, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель. Рассмотрим основные параметры, определяющие качество раствора на углеводородной основе.

1.4.1 Плотность бурового раствора. Определение плотности.

Понятие плотности бурового раствора характеризует давление, которое создаёт буровой раствор на заданной глубине в скважине. Основные функции, которые обеспечивает данный параметр – предотвращение притока пластовых флюидов в скважину, помогает поддерживать устойчивость ствола скважины, обеспечивать снижение веса колонны бурильных и обсадных труб, в связи с чем уменьшается нагрузка на талевую систему буровой.

Плотность промывочной жидкости, содержащей газ, называют кажущейся, а плотность жидкости, не содержащей газа, абсолютной.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5...10 %.

Определение плотности РУО производится рычажными весами, в случае загазирования (завоздушивания) замера плотности производится на специальных весах «Halliburton Tru-Wate» для определения плотности под давлением.

а. б.

Рис.1.1. а. Рычажные весы, б. Рычажные весы «Halliburton Tru-Wate» для определения плотности под давлением.

Перед проведением замера плотности бурового раствора производится калибровка прибора на пресной воде при температуре 21°С (плотность 1,00 г/см3).

Процедура определения плотности: провести замер температуры раствора, заполнить чашку весов исследуемым буровым раствором, закрыть чашку крышкой или завернуть ее (если весы вакуумные), из отверстия в крышке должно вытечь немного раствора, устанавливаем опору весов на призму и, определяем плотность с точностью до 0,01 г/см3.

При определении плотности загазированного бурового раствора с применением специальных весов, испытуемый образец помещается в емкость под давлением, что приближает условия к внутрискважинным.Объем этого воздуха (газа) уменьшается путем повышения давления в емкости с испытуемым раствором, что повышает точность измерений.

Для получения точного результата крайне важно, чтобы все детали были чистыми и сухими.

1.4.2 Реологические характеристики бурового раствора.

Реологические свойства бурового раствора играют решающую роль в успешном осуществлении буровых работ, они оказывают превалирующее влияние: на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента; транспортирующую способность потока; величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины; величину гидродинамического давления на стенки скважины и забой в процессе бурения; амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, проработки скважины с расхаживанием бурильной колонны; интенсивность обогащения бурового раствора шламом; скорость эрозии стенок скважин и др.

Неудовлетворительные реологические свойства могут привести к таким серьёзным осложнениям, как образование пробок в стволе скважины, забивание шламом призабойной зоны скважины, снижению механической скорости бурения, размыв стенок скважины, поглощению бурового раствора.

• Пластическая вязкость предельное динамическое напряжение сдвига.

Эти два параметра характеризуют реологические свойства бурового раствора и, в основном, определяются для гидравлических расчётов с целью определения ско­рости восходящего потока и выносящей способности раствора.

Пластическая вязкость отражает вязкость бурового раствора, экстраполированную на бесконечную скорость сдвига, исходя из математической трактовки модели Бингама.

Пластическая вязкость используется для оценки способности бурового раствора выносить шлам. Высокая пластическая вязкость вызывается вязкой основой раствора и избыточным содержанием коллоидной твердой фазы. Для снижения пластической вязкости, содержание твердой фазы понижается разбавлением бурового раствора водой, либо использованием всех ступеней системы очистки.

Динамическое напряжение сдвига – один из параметров пластической реологической модели Бингама – это предел текучести, экстраполированный на скорость сдвига, равную нулю.

Динамическое напряжение сдвига является мерой электрохимических сил в условиях потока и зависит от: свойств поверхности частиц в жидкости, объемной концентрации твердой фазы и электрической среды твердых частиц (концентрации и типов ионов в жидкой фазе).

Высокое показание ДНС указывает на лучшую способность выноса шлама, чем у раствора с той же плотностью, но при низком показании ДНС.

На вискозиметре буровых растворов вязкость замеряется в сантипуазах или мПа*с. Динамическое напряжение сдвига измеряется в дПа.

• Статическое напряжение сдвига.

Статическое напряжение сдвига (прочность геля) – один из параметров пластической реологической модели Бингама – это один из наиболее важных параметров бурового раствора в бурении Предельное статическое напряжение сдвига СНС характеризует тиксотропные свойства бурового раствора, т.е. скорость образования структуры в буровом растворе и прочность этой структуры. С точки зрения технологических свойств бурового раствора, таких как, вынос шлама из зоны работы долота и поддержание его во взвешенном состоянии во время остановки циркуляции, этот показатель должен быть должен быть бесконечно большим (разница между показаниями за 1мин и 10 мин). Тем более, при вскрытии поглощающих зон, когда часть бурового раствора проникает в поглощающие поры и трещины, останавливается и образует прочную структуру, предотвращая дальнейшую фильтрацию бурового раствора. Но, с другой стороны, при спуско-подъёмных операциях и в момент пуска буровых насосов могут возникнуть давления, превышающие давления гидроразрыва пласта, что приведёт к поглощению раствора. Поэтому как правило выбирается среднее значение СНС лежащее в диапазоне от 1: 1,5 до 1 : 6.

Все эти реологические параметры связаны с гидравлической программой промывки скважины.

Определение пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига и предельного статического напряжения сдвига, производится на ротационном вискозиметре.

Замер бурового раствора на углеводородной основе производится при температуре РУО 50⁰С.

Оборудование:

Ротационный вискозиметр с термостатически регулируемой кружкой, термометр с диапазоном 0 – 105^оС, секундомер, таймер.

Рис.1.2 - Ротационный вискозиметр.

Процедура определения:

1. Перемешанный раствор наливается в стакан вискозиметра и образец нагревается до 50⁰С, при этом используется постоянное перемешивание образца.

2. После того как температура в кружке достигает необходимого значения включается вискозиметр в режиме перемешивания. Через 10-15 секунд включается скорость 600 об/мин, после стабилизации показания на этой скорости записывается результат.

3. Переключается на 300об/мин, после стабилизации показаний записывается результат. Определяются углы закручивания вискозиметра для всех значений скорости.

4. Пластическая вязкость (PV) в сПз равна разнице показаний при 600 и 300об/мин. Динамическое напряжение сдвига (ДНС) в дПаравно показанию при 300об/мин минус значение пластической вязкости, с умножением этой разницы на 4,78. Кажущаяся вязкость (AV) в сПз равна показанию при 600об/мин, деленному на 2.

5. СНС определяют через 1 мин и 10мин на ротационном вискозиметре на скорости 3об/мин.

6. Перемешивается проба на высокой скорости в течение 10 секунд, останавливаем перемешивание, по истечении 1 мин, переключается рукоятка на 3об/мин и максимальное показание, полученное после начала вращения при 3 об/мин составляет предельное статическое напряжение сдвига.

7. Далее производится замер СНС за 10 минут.

8. СНС за минуту и десять минут равно максимальному отклонению, умноженному на 5,11

1.4.3 Показатель фильтрации

- характеризует способность бурового раствора отфильтровать через стенки ствола скважины жидкую фазу под влиянием перепада давления и образовывать фильтрационную корку различной проницаемости. Это величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. Наиболее распространенным является метод определения фильтрации раствора в вертикальном направлении, но возможно определение горизонтальной фильтрации.

Оптимальное значение водоотдачи и образование тонкой непроницаемой фильтрационой корки на стенке скважины часто являются факторами, обеспечивающими успешность проводки скважины.

Существует два типа фильтрации:

• динамическая фильтрация, происходящая в процессе циркуляции бурового раствора,

• статическая при остановке циркуляции.[10]

Динамическая фильтрация отличается от статической фильтрации тем, что поток бурового раствора у стенки скважины размывает фильтрационную корку, образующуюся в результате фильтрации. Фильтрационная корка образуется на стенках скважины до тех пор, пока скорость отложения частиц на стенке скважины равна скорости эрозии. Когда фильтрационная корка достигнет толщины равновесия, скорость фильтрации становится постоянной. Это диаметрально противоположно статической фильтрации, когда фильтрационная корка продолжает расти с течением времени, а скорость фильтрации продолжает уменьшаться.

За одинаковый промежуток времени статическая фильтрационная корка будет толще динамической фильтрационной корки, а статическая скорость фильтрации будет меньше динамической скорости фильтрации. Поэтому, для регулирования фильтрации бурового раствора необходимо контролировать динамическую фильтрацию, а для предупреждения образования толстой фильтрационной корки необходимо контролировать статическую фильтрацию.

Установлена зависимость между величиной фильтрации в условиях высоких температур и давления и возникающими осложнениями в процессе бурения. К наиболее серьёзным относятся следующие осложнения.

• Разбухание и обвал стенок скважины сложенных глинистыми сланцами,

приводящие к осложнениям при цементировании, промывке ствола, вызывающие прихват бурильной колонны и заполнение скважины породой.

• Образование толстой фильтрационной корки, вызывающее аномально высокое сопротивление вертикальному перемещению колонны, прихват бурильной колонны под воздействием дифференциального давления, гидравлический удар и свабирование (поршневание).

• Нарушение эксплуатационных качеств продуктивного пласта вследствие образования водного барьера и воздействия фильтрации бурового раствора на сланцы или глину в продуктивном пласте.[7]

Измерение фильтрационных характеристик и характеристик фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе является важными для обработки и контроля бурового раствора, так как они являются характеристиками фильтрата, т.е. содержания нефти, воды или эмульсии. На фильтрационные характеристики бурового раствора на углеводородной основе влияют количество, тип и размер твердых частиц и эмульгированной воды в буровом растворе, а также свойства жидкой фазы. Взаимодействие этих различных компонентов может быть обусловлено температурой и давлением.

Фильтрация HTHP измеряется при 35 атм. и температуре +90°С или забойной температуре.

Для определения фильтрации растворов на углеводородной основе используется: Фильтр-пресс при высокого давления/высокой температуре (НРНТ), термометр с капиллярной трубкой 12,5 см и диапазоном 0 – 260^оС, таймер, градуированный цилиндр вместимостью 10 мл, линейка с миллиметровой шкалой, для измерения толщины фильтрационной корки.

Рис.1. 4. - Фильтр-пресс при высоком давлении/высокой температуре (НРНТ)

Процедура определения.

Необходимо:

• Перед проведением замера произвести нагрев нагревательной рубашки до необходимой температуры теста (90⁰С).

• Перемешать образец высокоскоростной мешалкой в течение 10 минут. Проверить все уплотнительные кольца на штоках клапанов на отсутствие повреждений манжет. Смазать силиконовой смазки на все уплотнительные кольца. Затянуть шток впускного клапана для изоляции ячейки и осторожно наполняем ячейку буровым раствором, не доливая выше чем 13мм от кольцевой прокладки, чтобы оставить пространство для теплового расширения жидкости, и не проливать жидкость на уплотнительное кольцо внутри ячейки.

• Положить кружок фильтровальной бумаги поверх уплотнительного кольца ячейки и медленно собрать ячейку, так чтобы гнезда запорных винтов крышки совместились с винтами в корпусе ячейки, и затянуть их.

• Затянуть оба штока клапанов и поместите ячейку в нагревательную рубашку с выходной или фильтровальной стороной ячейки, четко ориентированной вниз. Установить термометр в карман для термометра в ячейке, для контроля за температурой.

• Подсоединить создающий давление агрегат к штоку верхнего клапана и зафиксировать его в этом месте стопорной шпилькой.

• При закрытых клапанах установить верхний регулятор на 100 фунтов на кв. дюйм (690 кПа). Открываем шток верхнего клапана на 1/2 оборота и создаем давление в 100 фунтов/кв.дюйм (690 кПа) на жидкий образец внутри ячейки. Необходимо поддерживать данное давление на раствор до тех пор, пока желаемая температура не стабилизируется, согласно показаниям термометра.

• Когда температура образца бурового раствора достигнет желаемой величины, необходимо увеличить давление в верхнем узле давления до 500 фунтов/кв.дюйм (3450 кПа). Для начала фильтрования открыть шток нижнего клапана на пол-оборота, не допуская перегревание образца раствора.

• Собирать фильтрат в течение 30 минут, поддерживая выбранную температуру с точностью до ±5°F (±3°C).

• По окончании теста сбросить давление в верхнем и нижнем узлах создания давления открытием игольчатого и/или выпускного клапанов. Удалить шпильку, запирающую шток верхнего клапана, и отсоединить верхний блок давления. Извлечь ячейку из нагревательной рубашки, еще раз удостоверившись, что штоки клапанов ячейки плотно закрыты.

• Привести общий объем фильтрата к величине, соответствующей стандартной площади в 7,1 кв.дюйма (45,8 см2) удвоив объема фильтрата, собранного за 30 минут. Записать величины общего объема фильтрата (удвоенного), температуры, давления и времени.

• С предельной осторожностью, производится разборка ячейки с целью сохранения фильтровальной бумаги и образованной на ней фильтровальной корки.

• Измерить и указать толщину фильтровальной корки с точностью до 1/32 дюйма (0,8 мм).

1.4.4Содержание масла, воды и твердой фазы

Содержание воды и углеводородной основы (водонефтяное отношение), а также твердой фазы необходимо для правильного регулирования свойств буровых растворов, таких как реология, плотность, фильтрование и соленость водной фазы. Данные о содержании твердых частиц в буровом растворе на углеводородной основе необходимы при оценке контрольно-измерительной аппаратуры для твердой фазы. Для определения содержания жидкой и твердой фаз в буровом растворе используется реторта.

В ретортном испытании известный объем бурового раствора на углеводородной основе нагревают в ретортной установке для испарения жидких компонентов. Эти пары затем конденсируют и собирают в приемник градуированной точности. Объемную долю ретортной твердой фазы, выраженную в процентах, вычисляют, вычитая полный жидкий объем из исходного объема бурового раствора и деля на исходный объем.

Рис. 1. 5. - Ретортная установка

Для определения водонефтяного отношения и содержания твердой фазы:

• перемешиваем образец бурового раствора для получения однородности. Исключить попадание воздуха и твердых частиц, что может привести к ошибочно высокому содержанию твердых частиц в реторте из-за уменьшения объема образца бурового раствора;

• после чего наполняем ретортную чашку, закрываем крышкой и плотно завинчиваем.

• свободный объем в камере испарения реторты заполняется тонкой стальной ватой. Смазываем резьбу термосмазкой.

• Собираем реторту и устанавливаем под конденсатором мерный цилиндр для сбора жидкой фазы. Включаем нагревательную рубашку и оставляем ретортную установку работать не менее 45 мин. После чего удаляем приемник жидкости и оставляем его остывать. Записываем полный объем жидкости в самой низкой точке мениска, объем масла и воды в мерном цилиндре.

Вычисление

Используя измеренные объемы масла и воды и объем первоначального образца бурового раствора, вычисляем в процентах объемные доли воды, масла и всей твердой фазы в буровом растворе.

а) Соотношение Масло/вода (УВ/В):

УВ=100%*

В=100%-УВ

б) Объемная доля масла: φ_м =100*

где,

φ_м - объемная доля масла, выраженная в процентах от всего объема образца;

V_масла - объем масла, в миллилитрах;

V_{раствора} - объем образца бурового раствора, в миллилитрах.

в) Объемная доля воды: φ_в =100*

где,

φ_в - объемная доля воды, выраженная в процентах от всего объема образца;

V_воды - объем воды, в миллилитрах;

V_{раствора} - объем образца бурового раствора, в миллилитрах.

д) Объемная доля твердой фазы: φ_в =100 – (φ_{м +} φ_в )

где φ_тв - объемная доля твердой фазы в реторте, выраженная в процентах от всего объема образца.

1.4.5. Электростабильность бурового раствора.

Электро-стабильность (ES) бурового раствора на углеводородной основе определяет устойчивость его эмульсии и смачивающей способностью масла. Электро-стабильность определяют с помощью электрического сигнала путем подачи напряжения через пару параллельных плоских электродов, погруженных в буровой раствор. Результирующий ток остается низким, пока не будет достигнуто пороговое напряжение, после чего ток очень быстро увеличивается. Это пороговое напряжение называют электро-стабильностью (ES) бурового раствора на углеводородной основе и определяют как напряжение (в пиковых вольтах), измеренное, когда ток достигает 61 мкА.

Рис. 1.6. - Прибор электростабильности, электрод, калибровочные резисторы, термометр с диапазоном 0 – 105⁰ С, термостатически регулируемая чашка вискозиметра.

Процедура определения

• С помощью калибровочных резисторов произвести тестирование прибора на точность измерения. Показания ES должны быть в пределах 2,5% (комбинированная погрешность измерителя и резистора/диодов) ожидаемых значений.

• Помещают образец бурового раствора в чашку вискозиметра, поддерживаемую при температуре 50±2⁰ С. Записывают температуру бурового раствора.

• Производится перемешивание электродным зондом пробу при 50⁰ С приблизительно 10 сек для обеспечения равномерности состава и температуры бурового раствора. Устанавливают электродный зонд таким образом, чтобы он не касался дна или боков сосуда и чтобы электродные поверхности были полностью покрыты образцом.

• Проводится семь определений порогового напряжения. Результат считается положительным, если полученные значения отличаются не более чем на 5%. Напряжение пробоя (показатель электрической устойчивости) ЭБР следует рассчитывать как среднеарифметическое из семи определений порогового напряжения.

1.5 Периодичность замеров параметров РУО «Полиэмульсан»

Периодичность замеров параметров РУО «Полиэмульсан» осуществляется согласно СТО Газпром 7.3-002-2010 Буровые растворы. Полевые испытания.

• Сокращенный замер параметров РУО (кажущаяся плотность ρ_каж, температура РУО) при нормальных (неосложненных) условиях углубления ствола скважины необходимо проводить через каждые 30 мин, но не реже одного раза за один цикл циркуляции всего объема бурового раствора.

• При ликвидации осложнений, при вскрытии флюидосодержащего пласта, при возобновлении циркуляции после длительных простоев (более 12 часов без диспергации раствора), а также при дополнительных обработках бурового раствора необходимо проводить сокращенные испытания каждые 10-15 мин.

• При лабораторных испытаниях необходимо проводить измерения следующих технологических параметров: истинная плотность, ρ_ист; пластическая вязкость, η_пл; динамическое напряжение сдвига, τ₀; статическое напряжение сдвига, СНС; фильтрация НРНТ, Ф(НРНТ); толщина фильтрационной корки, h; содержание песка, С_п; содержание твердой фазы, С_т.ф.; соотношение масло/вода, УВ/вода; напряжение пробоя (электростабильность), U_пр (ES).

• При нормальных (неосложненных) условиях строительства скважины должны замеряться со следующей периодичностью:

- через 4-6 ч промывки – ρ_ист, Ф, h, СНС, η_пл, τ₀ ;

- 1-2 раза в сут. – U_пр, УВ/вода, С_п, С_т.ф..[17]

Выводы по главе 1

В данной главе рассмотрена классификация буровых растворов, функции. Описаны условия скважины в которых находится буровой раствор и воздействия, которым он подвергается. Подробно описаны важнейшие параметры, характеризующие буровые растворы (в том числе на углеводородной основе).

Так же рассмотрены методики замера, на основе которой во второй главе работы будут производится замеры параметров бурового раствора.

2.БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН».

2.1 История развития растворов на углеводородной основе.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами. Буровые растворы на водной основе не удовлетворяют указанным требованиям. Недостаточная инертность буровых растворов на водной основе к проходимым породам, являющаяся причиной целого ряда осложнений при проводке скважин и снижение проницаемости продуктивных пластов, в связи с чем возникла необходимость разработки и применения новых типов гидрофобных промывочных жидкостей используемых при бурении и ремонте скважин, минимизирующих возникновение данных рисков.

С целью решения указанных проблем было предложено применение буровых растворов на основе нефти и продуктов ее переработки, однако на тот период они имели ряд недостатков: отсутствие тиксотропных и коркообразующих свойств, обуславливающие ее повышенную фильтрацию в пласт; невозможность утяжеления; нетерпимость к воде; повышенная пожароопасность; высокая стоимость – не позволили маштабного внедрения в отрасль.

Тем не менее именно нефть и продукты ее переработкипослужили основой, которая с соответствующими структурообразующимии коркообразующими добавками превратилась в систему с новымитехнологическими свойствами, отвечающими всем требованиям, предъявляемым к буровым растворам и получила название раствор на нефтяной основе (РНО).

Развитие технологии эмульсий (1940 годы) обеспечил решение проблемы водоустойчивости. Были отмечены серьезные преимущества в отношении структурных и фильтрационных свойств раствора при эмульгировании водной фазы. Появился термин «инвертная эмульсия» - вода в масле - стал общепризнанным.

С течением времени в растворы на углеводородной основе, с целью увеличения стабильности эмульсии и его структурирования, начали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь {СаО}.

На сегодняшний день, наиболее широко распространены Известково-битумные (безводные) растворы ИБР- 2 и ИБР- 4, РУО на основе дизельного топлива, нефти и газового конденсата, минеральных масел, синтетических жидкостей, отличающихся типом основного эмульгатора и использующие в своем составе различные отходы нефтеперерабатывающей и лесохимической промышленности.

Успешная проводка скважин, значительный прирост дебитов предопределил их массовое применение при различных технологических операциях в скважинах, предусматривающих непосредственный контакт раствора с продуктивным пластом.

2.2 Утяжеленные растворы на углеводородной основе применяемые при строительстве разведочных скважин в условиях высоких забойных температур и анамально-высоких пластовых давлений АВПД.

При внедрении утяжеленных растворов на углеводородной основе для строительства глубоких разведочных скважин Западной Сибири, с анамально-высокими пластовыми давлениями и забойной температурой более 100 ⁰С, в полевых условиях были выявлены основные недостатки данного типа раствора: высокая сжимаемость и нелинейная зависимость кинематической вязкости основы от температуры, а также катастрофическое снижение динамического и статического напряжения сдвига, что способствует заметному ухудшению качества очистки ствола.

Так, при нагревании раствора с +20°С до +80°С данные показатели РУО снижались более чем в 3 раза, в то время как для растворов на водной основе изменение реологических параметров часто составляет всего 20-40%. Экспоненциальный рост пластической вязкости при охлаждении раствора (например, во время СПО при бурении на море или в зонах вечной мерзлоты) вызывает резкий рост пусковых давлений и эквивалентной циркуляционной плотности, что приводит к гидроразрывам, потерям и поглощениям раствора, нарушению устойчивости стенок скважины. Ограниченная термостабильность раствора, которая зависит от выбора природы ПАВ-стабилизаторов, оказывает значительное влияние на изменение реологической модели при активной наработке твердой фазы, а также ее увеличении в процессе утяжеления бурового раствора.

Учёт данных факторов при проектировании модели бурового раствора является достаточно сложной инженерной задачей, а стабилизация реологического профиля и устранение такой зависимости от температуры – одним из ключевых направлений в совершенствовании рецептур РУО и разработке новых поколений буровых растворов.

2.3 Утяжеленный раствор на углеводородной основе «Полиэмульсан», рецептура.

На основе выявленных недостатков для разработки месторождений Западной-Сибири с целью создания утяжеленного раствора на углеводородной основе с плоским реологическим профилем был произведен подбор химического состава обратной эмульсии на основе нового низковязкого масла «Полиэмульсан», что позволило получить необходимый термобарометрический отклик. При этом особое внимание было уделено реологическому профилю углеводородной основы в области низких и высоких температур. Также большое влияние на выбор основы РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН» оказала необходимость соблюдения норм противопожарной безопасности в условиях высоких температур выходящего со скважины раствора и, соответственно, создания РУО, имеющего высокие температуры вспышки в открытом тигле.

Были предприняты меры по стабилизации реологического профиля путем ввода добавок, которые увеличивают вязкость углеводородных жидкостей с ростом температуры. Подбор типа и концентрации таких добавок позволил компенсировать падение вязкости с температурой, сохранив необходимые реологические свойства раствора на забое скважины, а также обеспечить высокий коэффициент коагуляционного структурообразования. Также в систему был добавлен вторичный регулятор Стаб ТС, ввод которого обеспечил дополнительную термостойкость раствора, а именно снижение амплитуды изменения напряжения пробоя при увеличении температуры и в процессе термостатирования обратной эмульсии. Это также позволило снизить общее количество времени диспергирования.

Для увеличения смачивания твердой фазы углеводородной средой, как следствие уменьшение трения между частицами твердой фазы и выбуренной породы был применен гидрофобизатор Полиэколь Са, использование которого позволило снизить влияние увеличения твердой фазы при наработке выбуренной породы, а так же при утяжелении обратной эмульсии до 2,01 г/см3 разнофракционными утяжелителями различного типа.

Разработанная модель утяжеленного раствора с плоским реологическим профилем имела следующий компонентный состав:

Минеральное масло «Полиэмульсан Р» - является основой (дисперсионной средой) для обратной эмульсии. Концентрация до от 60- 90%. От качества основы зависят все параметры получаемой эмульсии. Консистенция масла должна быть однородной, без расслоения и посторонних включений.

Минеральное масло «Полиэмульсан Д» - низковязкое минеральноемасло. Используется для снижения реологических свойств эмульсии, атакже для заготовки эмульсий с высоким удельным весом (выше 1,7г/см3).

Органобентонит «полиолеогель» структурообразователь, органофильая глина, является универсальным структурообразователем масляных сред. Придавая тиксотропную структуру любому маслу, он одновременно является загустителем масел, повышая их вязкость. Органобентонит резко повышает термостойкость и термостабильность системы (до 250°С), он может работать в агрессивных средах, в том числе в средах с любой минерализацией.

• необходимо наличие полярной жидкости (воды)

• степень увеличения реологии тем выше, чем больше содержание в эмульсии воды

• медленно набухает при низких температурах

Органобентонит значительно повышает долговечность обратной эмульсии. Органобентонит повышает седиментационную устойчивость системы. С помощью органобентонита можно создавать системы из компонентов, которые в обычных условиях несовместимы, например, удержать в воде или в масле специальные вещества (в том числе утяжелители и наполнители) или химические элементы – носители определенных заданных свойств.

Применение органобентонита в составе РУО, кроме структурообразующих свойств, обеспечивает раствору необходимую вязкость, электростабильность, неограниченную солестойкость, устойчивость к СО₂ и H₂S, полную коррозионную устойчивость, возможность утяжеления раствора вплоть до удельного веса 2,2 г/см3, высокие смазочные свойства. Кроме того, РУО на основе органобентонита обладает низкой фильтрацией, причем фильтратом является практически чистая углеводородная среда.

НРП-20М - регулятор реологии и фильтрации, маслорастворимый реагент. Ввод в состав РУО «НРП-20М» позволяет повысить термостабильность раствора за счет того, что молекулы вещества, находясь в межфазном слое, способствуют повышению плотности защитных оболочек на капельках воды и способствуют росту агрегативной устойчивости эмульсии. Кроме того, загущая дисперсионную среду РУО (минеральное масло), «НРП-20М» повышает структурно-реологические свойства раствора, снижает его фильтрацию и увеличивает вязкость фильтрата (минерального масла), что благоприятно сказывается на сохранении фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Это особенно важно при необходимости использования для бурения или глушения скважин РУО с минимально возможной плотностью, так как ввод «НРП-20М» позволяет улучшить перечисленные эксплуатационные характеристики без увеличения плотности раствора. Ввод НРП-20М повышает углы закручивания, пластическую и условную вязкость, СНС меняется менее значительно.

Полиэколь RHM – регулятор реологии обеспечивает стабилизациюреологического профиля, увеличивает вязкость углеводородныхжидкостей с ростом температуры. Подбор концентрации позволиткомпенсировать падение динамического напряжения сдвига, статическогонапряжения сдвига с температурой, сохранив необходимыереологические свойства раствора на забое скважины, а также обеспечитьвысокий коэффициент коагуляционного структурообразования и какследствие выносную способность раствора. Практически не меняетпластическую вязкость и увеличивает статическое напряжение сдвига и динамическое напряжение сдвига. Чем больше органобентонита, тем меньше необходимо регулятора реологии.

Первичный эмульгатор– МР-150 – стабилизатор эмульсии - поверхностно активное вещество, снижающее поверхностное натяжение на границе раздела вода/масло. В состав эмульгатора входят: жирные кислоты, эфиры жирных кислот. Данные вещества имеют гидрофильную «голову» (гидро-вода, фил-любить) и гидрофобный (гидро-вода, фоб-боязнь) «хвост». Таким образом, эмульгатор взаимодействует и с водной, и масляной составляющей.

При попадании молекулы эмульгатора в эмульсию гидрофильная часть молекулы погружается в воду, а липофильная (гидрофобная) – в масло, тем самым, уменьшая поверхностное натяжение на границе двух фаз, выступая в роли буфера. В процессе реакции эфиров жирных кислот с известью, растворенной в водной фазе, происходит омыление кислот и активация эмульгатора, что существенно увеличивает стабильность эмульсии. Основное назначение – предотвращение коалесценции (объединение) капелек воды и стабилизация эмульсии, так же снижает реологические параметры, показатель фильтрации. Чтобы произошло эмульгирование воды и масла, необходима определенная концентрация эмульгатора и механическое воздействие (диспергирование). При механическом воздействии эмульгаторы создают непрерывную оболочку вокруг водяных / масляных капелек и позволяют таким образом смешаться двум фазам в эмульсию.

Одна фаза становится дисперсной средой, а вторая носит название дисперсной фазы.

Эмульгатор всегда должен находиться в растворе в избытке. Концентрация эмульгатора снижается при наработке твердой фазы и удается по системе очистки с выбуренной породой. Необходимо своевременно обрабатывать эмульсию эмульгатором для предотвращения ее расслоения. Первыми признаками снижения концентрации эмульгатора - это уменьшение напряжения пробоя, рост реологических параметров, появление воды в фильтрате.

Рис. 2.1. – Схемы эмульсий

Вторичный эмульгатор Полиэколь SE – стерическая стабилизация обеспечивает дополнительную термостойкость раствора, а именноснижение амплитуды изменения напряжения пробоя в процессетермостатирования обратной эмульсии. Его использование позволитснизить общее количество времени диспергирования раствора в процессестроительства скважины, за счет высокой термостойкости.

Известь гашеная – гидроксид кальция Ca(OH)_2, один из ключевых компонентов практически всех РУО. Данный реагент необходим для активации эмульгатора за счет образование кальциевых мыл. Обеспечивает необходимую щелочность водной фазы, является нейтрализатором кислых газов (H₂S и CO₂). Дополнительный ввод в РУО окиси кальция позволяет снизить диспергирующую способность раствора, что особенно важно при бурении пологих скважин в неустойчивых глинистых отложениях. Всегда должна находиться в избытке. Ввод извести осуществляется в водную фазу.

Водный раствор соли (дисперсная фаза): Хлорид кальция рассол с удельным весом 1,25г/см3. При вводе рассола в эмульсию происходит рост реологии, чем выше содержание водной фазы в эмульсии, тем выше реологические параметры и тем менее устойчива эмульсия.

Время существования элементарных капель эмульсии существенно зависит от длительности формирования межфазного слоя на жидкой границе раздела фаз. Так, время существования капли в начале формирования слоя составляет 36 мин, после 1 часа существования этого слоя -78 минут, а через 2 часа –более 24ч. Чем выше концентрация электролитов (солей) в составе водной фазы, тем быстрее образуется межфазный слой с максимально прочной для данной границы раздела структурой. Такая же тенденция отмечается для времени формирования слоя при увеличении значения рН дисперсной фазы от кислой до щелочной.

Введение хлористого кальция в воду обеспечивает снижение активности водной фазы (создает одноименные заряды на поверхности капель воды и тем самым не дает им объединятся), стабилизирует систему, усиливает ингибирующие бурового раствора, дает возможность бурения соляных толщ, не дает кристаллизоваться водной фазе в эмульсии при воздействии низких температур. Водный раствор соли должен быть тщательно диспергирован в углеводородной основе. 

Чем медленнее вводится рассол и дольше диспергируется, тем меньше размер капель водного рассола в эмульсии, менее вероятны их слияния и расслоение обратной эмульсии на фазу и среду. Косвенный показатель стабильности эмульсии является ее электростабильность не менее 200В (величина напряжения электропробоя). Концентрация рассола в эмульсии до 40%.

АБР-40 –гидрофобизатор, применяется в качестве эмульгатора-стабилизатора инвертных (обратных) эмульсионных растворов и гидрофобизатора твердой фазы буровых растворов на углеводородной основе.

Полиэколь Са –гидрофобизатор –ПАВ янтарного цвета, встречается в вязко-текучая консистенция -концентрат и хорошо текучем состоянии- рабочая форма. Имеет резкий ярко выраженный химический запах. При вводе в свежезаготовленный раствор обеспечивает высокое напряжение пробоя и технологически правильное соотношение пластической вязкости (низкая) к динамическому напряжению сдвига (высокое). На растворах с высоким содержанием твердой фазы, особенно наработанной повышает реологию. Возможно использовать как регулятор реологии с целью повышения структурно-реологических свойств.

Гидрофобизатор – это ПАВ, снижающий поверхностное натяжение на границе раздела масло/твердая фаза. Назначение – гидрофобизация барита, мрамора, кольматанта, выбуренного шлама, бурового инструмента. Стабилизируют раствор в случае притока пластовой воды. При наработке твердой фазы и при утяжелении эмульсии гидрофобизатор обволакивает частицы и не дает им смачиваться водой, как следствие агрегатировать и оседать. Первым признаком уменьшения концентрации гидрофобизатора является рост реологии. Гидрофобизатор так же способствует снижению показателя фильтрации.

Рис. 2.2. – Схема седиментации твердой фазы

Вода не смачивает твердые частицы утяжелителя и выбуренной породы за счет увелиличения угла смачивания при введении гидрофобизатора.

 

Вода

 

Рис.2.3. – Смачиваемость различных поверхностей

Утяжелители и кольматанты: В качестве утяжелителя и формирования корки скважины используют микромрамор разных фракций (при утяжелении до 1,20 г/см3), необходимо поддерживать концентрацию мрамора средней фракции не менее 7-8%. Для кольматации стенок скважины можно использовать микан, силанж и КФ.

При необходимости утяжелении эмульсии в пределах до 1,50г/см3 используется Сидеритовый утяжелитель - карбонат железа (полностью кислоторастворимый реагент) - минерал содержит от 44 до 93% FeСO₃ и от 3 до 55% СаСО₃, а также примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность 3,5-3,8г/см3 . Позволяет получать буровые растворы на углеводородной основе с технологичными структурно-реологическими показателями. Не вызывает необратимую закупорку пор или трещин продуктивных коллекторов, обеспечивает коэффициент восстановления проницаемости 92-94% (баритовый утяжелитель обеспечивает коэффициент восстановления проницаемости 27-35%). Абразивные свойства сидеритового утяжелителя, имеющего оптимальный гранулометрический состав, меньше абразивности магнетитовых утяжелителей в 3-4 раза и идентичны абразивным свойствам баритовых утяжелителей.

свыше 1,50 до 2,20 г/см баритовым утяжелителем, необходимо использовать только гравитационный или модифицированный барит.

2.4 Порядок приготовления РУО «Полиэмульсан», оборудование для приготовления и обработки бурового раствора.

Необходимо строгое поэтапное выполнение порядка заготовки для получения необходимых технологических параметров эмульсии. Рабочие емкости перед заготовкой должны быть вымыты и очищены от остатков предыдущего раствора и шлама, проверены на герметичность и высушены. В процессе приготовления обеспечить исключение попадания технической воды в рабочие емкости. Время заготовки и ввод реагентов рассчитан на заготовку 35 м³. Приготовление эмульсии производится в следующем порядке:

• В мерник набрать расчетный объем минерального масла Полиэмульсан-Р 70%.

• В рабочую емкость с маслом «Полиэмульсан-Р» добавить органобентонит 1,7%. Ввод органобентонита можно производить через воронку или глиномешалку. Ввод через воронку осуществлять постепенно (мешок в течение 5 минут). Набрать в глиномешалку 2-3 м³ масла «Полиэмульсан-Р» из рабочей емкости и загрузить расчетное количество органобентонита. Тщательно перемешать и слить в рабочий мерник не менее чем за 30-40 мин при перемешивании и диспергировании. При наличии глиномешалки и гидроворонки масло с органобентонитом из глиномешалки можно вводить через гидроворонку. После ввода органобентонита произвести диспергирование в течение не менее 45-60 мин, так как очень важно равномерное распределение органобентонита по всему объему.

• Добавить в емкость с маслом расчетное количество эмульгатора «МР-150» 2%, Регулятора реологии RHN 0,5 % и фильтрации«НРП-300» 0,5%,Полиойлчек Гидрофоб 1%. Ввод производить через гидроворонку. Регулятор реологии НРП – густая вязкая жидкость и ввод необходимо осуществлять порционно при тщательном перемешивании. После ввода реагентов произвести диспергирование в течение 1-1,5 часа. Известь гидратную 1% вводить в маслянную суспензию или в эмульсию после ввода рассола (ввод извести в рассол запрещается).

• Заранее затворить в отдельной емкости хлорид кальция в необходимом объеме. Рассол CaCl₂ с плотностью 1,25 г/см³ (380 кг CaCl₂ в 1 м³ тех.воды).

• Осуществить ввод дисперсионной фазы – рассола в дисперсионную среду – масло. Ввод рассола необходимо производить постепенно, например через ЦА-320, чтобы подаваемый рассол вместе с маслом сразу поступал в диспергатор, а от него снова в рабочую емкость. Первую половину расчетного объема рассола необходимо ввести в течение 1-1,5 часа в процессе диспергирования. Образование эмульсии определяется по изменению цвета раствора на кофейно-молочный. Оставшуюся часть рассола ввести в течение часа при диспергировании.

• Чем медленнее ввод рассола и дольше его диспергация, тем выше напряжение пробоя и стабильность получаемой эмульсии.

• После ввода всего расчётного объема рассола диспергировать раствор до образования стабильной эмульсии со значением электростабильности не менее 500 В. При меньшем значении напряжения пробоя согласовать дальнейшие действия с лабораторией.

• Произвести утяжеление системы раствора через ФСМ баритовым утяжелителем. В процессе утяжеления происходит снижение напряжения пробоя на 50-200 В, за счет насыщения системы твердой фазой. После утяжеления произвести диспергирование не менее 1-1,5 ч. Напряжение пробоя 500-600 В считается оптимальным для свежезаготовленной эмульсии.

Строгое и поэтапное соблюдение применяемой рецептуры позволит обеспечить достижение следующих технологических параметров

(при 50⁰С):

Таблица 2.1.

Параметры РУО «Полиэмульсан»	Значение параметра
Пластическая вязкость, сПз	30±15
ДНС, дПа	50±10
СНС1/10, дПа	10-19/19-28
Фильтрация НРНТ, см3/30мин	2-3
Электростабильность, В	>500
УВ/Вода	67-72/28-33

2.5 Оборудование для приготовления и обработки утяжеленного бурового раствора «РУО Полиэмульсан».

Для приготовления раствора в промысловых условиях используют Блок приготовления бурового раствора «БПР-20М» и его аналогов который состоит из:

• емкостей буровых циркуляционных систем, оборудованных гидравлическими и механическими перемешивателями;

Рис. 2.4. - Простейшая схема блока приготовления бурового раствора.

1 Емкость для приготовления бурового раствора; 2. центробежный насос; 3. Отсекающая задвижка; 4. Гидроэжекторный смеситель; 5 гидроворонка; 7. Площадка для хим. реагентов 6; 8. Шибер; 9. Перемешиватели.

• Гидроворонки (гидравлический смеситель) – необходим для механизированного ввода сыпучих, жидких компонентов из любого вида тары, позволяет равномерно распределить в масле различные добавки, для получения однородной смеси. Давление в гидроворонке создается с помощь центробежного шламового насоса.

• гидравлического диспергатора ДГ-40, который обеспечивает быстрое и качественное приготовление дисперсий и эмульсий, предназначен для диспергирования твердой и эмульгирования жидкой фаз буровых и тампонажных растворов. Принцип работы диспергатора заключается в том, что раствор поступающий от насоса по подводящим патрубкам, вытекает из насадок с большой скоростью (80-120м/с) и в рабочей камере происходит соударение двух струй раствора. За счет высокой кинетической энергии струй и кавитационных эффектов происходит измельчение твердых компонентов раствора или эмульгирование жидких фаз эмульсии. Полученный раствор эмульсия по сливному патробку подается в осреднительную емкость. Технико-экономическая эффективность применения диспергатора обеспечивается за счет сокращения расхода материалов, химических реагентов и снижения затрат времени на приготовление и регулирование технологических свойств высококачественных стабильных растворов и эмульсий.

• Диспергатор гидравлический состоит (см. рисунок 2.5.) из корпуса 1, двух соосно установленных подводящих патрубков 2 и 3, в торцах которых вмонтированы твердосплавные коноидальные насадки 4 и 5, и сливного патрубка 6. [11,12]

Рис. 2.5. – Диспергатор гидравлический

• Агрегат цементировочный насосный АНЦ-320 - буровой насос поршневой, двухцилиндровый, двухстороннего действия, приводной со встроенным зубчатым редуктором, наличие пневматического компенсатора в нагнетательной системе НБ 80 практически полностью устраняет неравномерность подачи жидкости на выходе. Предназначен для нагнетания промывочной жидкости в скважину, а так же для подачи раствора через диспергатор во время приготовления эмульсии. Или агрегат ЦА 320.

Рис.2.6 Насос буровой НБ-80.

• Для утяжеления бурового раствора применяется фрезерно-струйная мельница ФСМ-13 состоит из следующих основных узлов: ротора, приемного бункера, предохранительной приемной плиты, диспергирующей рифленой плиты, ловушки. Она смонтирована на емкости объемом 15м3. Отличается высокой производительностью особенно при утяжелении бурового раствора, по сравнению.

Рис. 2.7. Фрезерно-струйная мельница

2.6 Оборудование для поддержания свойств бурового раствора и удаления выбуренной породы.

Для регулирования содержания твердой фазы и уменьшения плотности бурового раствора при бурении используется оборудование системы очистки, которое позволяет снизить влияние выбуренной породы на свойства раствора и как следствие сохранить его качество.

Для качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы рекомендуется применение четырех ступенчатой системы очистки:

В зависимости от интервала бурения 1 ступень системы очистки удаляет частицы размером до 70 мкм, и представлена 2-3 виброситами Derrick, FLC 503, или их аналогом. Отличаются от остального оборудования тем, что отделяют почти 100% твердой фазы, соответствующей размеру используемых сеток.

Рис. 2.8 – Вибросито Derrick, FLC 503

Основание1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6.

Вторая и третья ступень системы очистки, включает ситогидроциклонную установку Derric. Гидроциклоны являются экономически эффективным средством борьбы с выбуренной породой, прошедшей через вибросита в буровых растворах.

Рис.2.8. – Ситогидроциклонная установка

Так как они не имеют движущихся частей, то являются достаточно надежным при правильном использовании оборудованием. По размеру отбиваемой твердой фазы они делятся на пескоотделители – вторая ступень С/О (частицы от 100-40 мкм) и илоотделители – третья ступень системы очистки (частицы от 74 до12 мкм).

Четвертая ступень системы очистки представлена центрифугой Derrick DE-1000 GBD, применение данного оборудования позволяет удалять из бурового раствора частицы размером до 4 мкм. На утяжеленных буровых растворах используется крайне редко. [12]

Рис. 2.9. - Центрифуга

1 редуктор; 2 регулировочные окошки; 3 шнек; 4 твердосплавные вставки; 5 шкив основного привода; 6 питающая труба; 7 ускорительный отсек; барабан.

3. ОПЫТ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА «РУО ПОЛИЭМУЛЬСАН» ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ С АВПД.

3.1 Географическое расположение места проведения работ. Геологическая характеристика месторождения.

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской равнины на юге Тазовского полуострова. Административно рассматриваемая площадь входит в состав территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года - январь, морозы достигаютот минус 50 °С до минус 58 °С. Среднемесячная температура воздуха минус 27 °С. Мощность снегового покрова в понижениях рельефа до 2,0 м, на водоразделах 0,6-0,8 м

Рис. 3.1 Геологическая характеристика разреза.

3.2 Обоснование конструкции скважины

Таблица 3.1

Наименование колонн	Диаметр колонн, мм	Диаметр долота, мм	Коэф. Кавернозности, Кк	Ограничение потерь бурового раствора, %, Кп	Глубина спуска, м	Назначение обсадных колонн, обоснование выбора секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования.
Кондуктор	426,0	490	1,5 - 3	18	500	Спускается для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и многолетнемерзлых пород с обязательной установкой башмака кондуктора в плотные глины и с целью оборудования устья ПВО. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.
I-ая промежуточная	323,9	393,7	1,15	34	1350	Спускается с целью перекрытия сеноманского горизонта и оборудования устья ПВО. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.
II-ая промежуточная	244,5	295,3	1,1	34	3170	Спускается для перекрытия группы пластов БУ (Ка от 0,75 до 1,0), не совместимых по условиям одновременного вскрытия из-за разности коэффициентов аномальности пластовых давлений с нижележащими ачимовскими отложениями (Ка = 1,30) и с целью оборудования устья ПВО. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.
Потайная	193,7	240	1,05	15	2670-3360	Спускается для перекрытия продуктивных ачимовских отложений (Ка = 1,30), не совместимых по условиям одновременного вскрытия из-за разности коэффициентов аномальности пластовых давлений с нижележащими отложениями (Ка = 1,69). Спуск предусматривается одной секцией на бурильных трубах с использованием подвесного устройства 194/245 с установкой его в промежуточной колонне диаметром 245 мм, цементируется на всю длину через башмак колонны.
Эксплуатационная	139,7	194	1,05	15	3830	Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений. Спуск предусматривается одной секцией, цементируется до устья прямым способом в одну ступень.

3.3 Обоснование типа бурового раствора при бурении исследуемых продуктивных интервалов. Опыт применения.

Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование «РУО Полиэмульсан» позволило практически полностью исключить снижение проницаемости призабойной зоны скважины. Помимо качественного вскрытия продуктивных пластов, данный раствор с успехом может использоваться в разведочном бурении для отбора керна с сохранением его естественной водонасыщенности и проницаемости, а также при бурении скважин в осложненных условиях и для подземного (капитального) ремонта нефтяных и газовых скважин.

Раствор на углеводородной основе на «РУО Полиэмульсан» показал большие преимущества по сравнению с растворами на водной основе (РВО) используемые при бурении аналогичных интервалов:

1. широкий диапазон рабочих плотностей для работы как в нормальных условиях, так и в условиях АВПД. Агрегативная и седиментационная стабильность раствора в условиях высоких забойных температур.

2. стабильность реологических свойств раствора на забое скважины, независимо от значений забойных температур. Термостойкость обусловлена тем, что основные материалы и реагенты РУО являются продуктами переработки нефти или высокотемпературного нефтехимического синтеза и в отличие от водных промывочных систем не подвержены термоокислительной деструкции (нижетемператур термического крекинга или синтеза). В худшем случае высокиетемпературы могут привести к росту структурно- реологических показателейраствора, что устраняется достаточно простыми обработками.

3. высокая стабильность ко всем видам дестабилизирующего воздействия (выбуренный шлам цемент, соль и полиминеральная пластовая вода, кислые газы и т.д.) дают возможность многократного повторного использования раствора и, как следствие, позволяют снижать затраты на его приготовление.

4. высокие смазывающие способности смягчают ограничения для бурения скважин.

5. Минимальное разупрочняющее действие на горные породы обусловлено инертностью углеводородной дисперсионной седы РУО. Глинистые породы практически не набухают в неполярных жидкостях. Эмульгированная водная фаза может быть минерализована без ущерба для свойств раствора вплоть до насыщения хлоридами натрия, кальция, магния, врезультате чего резко снижается ее активность.РУО обладают низкой фильтрующей способностью, хотя и повышающейся с ростом температуры, но в значительно меньшей степени, чем у водных буровых растворов. При этом вода в фильтрате отсутствует. Исследованиями закономерностей влияния различных типов буровых растворов на изменение скорости пластического течения Vпл искусственных образцов солей NaCI и КС1 установлено, что РУО в меньшей степени способствует увеличению Vпл , чем любой другой раствор на водной основе

6. успешный подбор рецептуры позволил добиться практически нулевой фильтрации бурового раствора, тонкая фильтрационная корка и низкая фильтрация раствора в пласт вместе с непревзойденными ингибирующими способностями гарантируют минимальное загрязнение продуктивного пласта, высокую стабильность ствола скважины в пропластках неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и в интервалах активных глин.

7. Фильтратом РУО «Полиэмульсан» является масло, вследствие чего не происходит потери проницаемости коллектора за счет гидрофилизации поровых каналов. Использование микромрамора обеспечивает необходимое качество фильтрационной корки. Кроме того, буровой раствор содержит органобентонит, имеющий средний размер дисперсных частиц 0,5 – 1 мкм, что обеспечивает дополнительное «армирование» и гидрофобизацию корки. При разработке рецептуры и соотношения компонентов было уделено большое влияние динамике фильтрации. Измерение фильтрации производилось на диске со средним диаметром пор 35 микрон, что соответствует пористости проходимых пластов, на тестере НРНТ фирмы OFITE. При сравнении динамики фильтрации ВРО и РУО аналогичной плотности отмечена значительно более низкая мгновенная фильтрация РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН».

Раствор на углеводородной основе имел значительно меньшую статическую скорость фильтрации – 0,3 мл/мин^1/2 у РУО в сравнении с 3,4 мл/мин^1/2 для ВРО. Так же за 30 минут был получен на 65% больший общий объем фильтрата у ВРО.

Рис.3.2.- Исследование динамики фильтрации НРНТ на керамическом диске.

Рис. 3.3. – Испытание полимерглинистого раствора и РУО «Полиэмульсан»

1. одним из существенных плюсов утяжеленного РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН» является использовать в больших относительно РВО количествах карбонат железа – сидерит. Это позволяет получать буровые растворы с технологичнымиструктурно-реологическими показателями не вызывая необратимую закупорку пор или трещин продуктивных коллекторов, а также обеспечить коэффициент восстановления проницаемостидо92-94% (баритовый утяжелитель обеспечиваеткоэффициент восстановления проницаемости 27-35%). Кроме того, следует отметить, что абразивные свойства сидеритового утяжелителя, имеющего оптимальный гранулометрический состав, меньше абразивности магнетитовых утяжелителей в 3-4 раза и идентичны бариту.

2. высокий коэффициент пластичности, отвечающий за выносную способность раствора. Наряду с тем что, полимер глинистый буровой раствор, обладает более низкой пластической и условной вязкостью и более высокими значениями ДНС относительно РУО, коэффициент транспорта шлама, а следовательно и более качественная очистка скважины, выше у РУО, при увеличении гидравлических потерь на 11%.

Гидравлический расчет для полимерглинистого раствора и РУО плотностью1,65 г/см³.

Рис.3.4 - Гидравлические расчеты для РУО

Рис.3.5 - Гидравлические расчеты для РВО.

3.4 Технико – экономические показатели применения.

Так же на основе опыта применения утяжеленного раствора на углеводородной основе при строительстве разведочных скважин, позволило добиться наилучших технико-экономических показателей по сравнению с аналогичными объектами бурящихся с использованием растворов на водной основе, это

• Уменьшение времени строительства объекта в целом за счет свободного хождения бурового инструмента, и геофизических приборов (минимальный коэффициент трения, высокая ингибирующая способность, высокая стабильность бурового раствора), уменьшение количества спуско-подьемных операций необходимых для переподготовки (проработки) ствола скважины, минимальная необходимость обработки бурового раствора в процессе углубления в связи с чем снижается время промывок перед СПО, увеличение скорости проходки. (См. рис 3.6; 3.7)

• Увеличение скорости проходки, а также увеличение срока службы долот, расширителей, и иной оснастки бурильной колонны, за счет отличных смазывающих и антикоррозионных свойств РУО.

• Снижение объемов приготовления бурового раствора, а также возможность его многократного применения. (См. табл. 3.2)

• Снижение объемов отходов бурения в связи с повторным использованием буровых растворов на углеводородной основе, при разработке месторождения.

• Высокое качество вскрытия продуктивных пластов, что обусловлено одинаковой природой фильтрата РУО и флюида, насыщающего пласт-коллектор, что позволяет исключить большинство элементов вредного воздействия промывочной жидкости на естественную проницаемость пласта, и в частности, водную блокаду его призабойной зоны. Соблюдение специальных требований к составу и свойствам РУО обеспечивает потенциально возможные дебиты скважин в любых по сложности геолого-технических условиях их проводки.

Ниже приведено графическое сравнение баланса работ, баланса приготовленных объемов бурового раствора, а также ориентировочная стоимость строительства скважин, учитывая затраты на буровой раствор и стоимость аренды буровой установки с работой бригады - при бурении продуктивных интервалов скважин с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД):

Скважина №911 Западно-Таркасалинского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на водной основе, плотность бурового раствора – 1,65г/см3, протяженность интервала 790м;

Скважина №211 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на водной основе, плотность бурового раствора – 1,81г/см3, протяженность интервала 700м;

Скважина №209 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, плотность бурового раствора – 1,77г/см3, протяженность интервала 625м; Скважина №222 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на углеводородной основе плотность бурового раствора – 1,82г/см3, протяженность интервала 750м;

Скважина №251 Харвутинского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на углеводородной основе плотность бурового раствора – 1,97г/см3, протяженность интервала 820м;

Рис. 3.6 - Баланс работ по бурению нижних интервалов при строительстве разведочных скважин в ЯНАО.

А также скважин при строительстве которых производились работы по ликвидации геологического осложнения связанного с газопроявлением и поглощением бурового раствора:

Скважина №502 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на водной основе плотность бурового раствора – 2,17см3, протяженность интервала 790м;

Скважина №221 Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, раствор на углеводородной основе плотность бурового раствора – 1,82г/см3, протяженность интервала 750м;

Рис. 3.7 - Объекты бурения, на которых проводились работы по ликвидации геологического осложнения, связанные с газопроявлением.

Общие технико-экономические показатели связанные со строительством скважины приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

* При условии планового хода строительства скважины одинаковы.

Ну и основным достоинством Раствора на углеводородной основе «РУО Полиэмульсан» является высокое качество вскрытия продуктивных пластов. Соблюдение специальных требований к составу и свойствам РУО обеспечивает потенциально возможные дебиты скважин в любых по сложности геолого-технических условиях их проводки.

С целью определения воздействия раствора на углеводородной основе «РУО Полиэмульсан» в лаборатории промывочных и специальных жидкостей ООО «ТюменНИИгипрогаз» были проведены испытания данного типа раствора на коллекторские свойства валанжинских отложений Уренгойского НГКМ. Результатами проведенных испытаний определено, что РУО «Полиэмульсан» практически не оказывает негативного влияния на коллекторские свойства (К проницаемости достигает 93-94 % от начального значения) и рекомендован для использования при вскрытии валанжинских отложений.

Результаты гидродинамических исследований скважин Ямбугского ГКМ, пробуренных с использованием РУО «Полиэмульсан» свидетельствуют о минимальном воздействии бурового раствора на углеводородной основе на проницаемость продуктивного пласта.

Согласно проведенным ГДИ (Табл. 3.3), дебиты скважин, пробуренных на РУО составляют 520-600 тыс.м3/сут, а дебиты скважин пробуренных на полимер-глинистом существенно ниже. [19]

Результаты гидро-динамических исследований скважин Северо-Уренгойского, Ямбургского, Таркосалинского, Харвутинского НГКМ (бурение под эксплуатационную колонну и хвостовик с использованием РУО и полимер-глинистого раствора)

Таблица 3.3

№ скважины	Месторождение	Тип раствора	Дебит, т.м3/сут
2011	Северо-Уренгойское	Полиэмульсан	601,49
2014а	Северо-Уренгойское	Полиэмульсан	581,74
2074	Уренгойское	Полиэмульсан	563,58
1067	Северо-Уренгойское	Полиэмульсан	545,2
251	Харвутинское	Полиэмульсан	520,9
16	Южно-Парусовое	Полиэмульсан	543,93
2022	Северо-Уренгойское	Полимер-глинистый	321,36
211	Ямбургское	Полимер-глинистый	345,87
911	З-Таркосалинское	Полимер-глинистый	336,3
209	Уренгойское	Полимер-глинистый	326,79
904	З-Таркосалинское	Полимер-глинистый	315,8
208

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Растворы на углеводородной основе (РУО) имеют большие преимущества по сравнению с растворами на водной основе (РВО): это широкий диапазон рабочих плотностей для работы в условиях АВПД; высокая стабильность и устойчивость к загрязнениям, в связи с чем -меньшие объемы приготовления, возможность многократного повторного использования раствора и, как следствие, позволяют снижать затраты на его приготовление; высокие смазывающие способности что важно при бурение скважин со сложным профилем и/или большим отходом от вертикали; тонкая фильтрационная корка и низкая фильтрация раствора в пласт вместе с непревзойденными ингибирующими способностями гарантируют минимальное загрязнение продуктивного пласта.

Предлагаемый РУО «Полиэмульсан» имеет улучшенный реологический профиль, низкие значения фильтрации при высокой температуре и давлении, обладает высокой устойчивостью к выбуренной породе и термостабильностью.

Применение РУО «Полиэмульсан» позволяет решить проблемы, связанные с неустойчивостью ствола скважины, что дает возможность строительства горизонтальных скважин со сложными профилями и значительного увеличения продуктивности скважин, особенно если речь идет о малопроницаемых коллекторах.

В данной работе подробно описана методика приготовления, обработки РУО «Полиэмульсан» периодичность замеров параметров, а также дано подробное описание оборудования для приготовления, обработки и очистки бурового раствора.

Утяжеленный РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН» – оптимальное решение для разработки сложно извлекаемых углеводородных запасов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ МАТЕРИАЛОВ

1. Макет рабочего проекта на строительство скважин на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири. РД 51-00158758-185-97. ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, 1996 г. - 127 с.

2. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. ВСН 39-86 1-17. М., 1986г. - 156 c.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03 1-16. Госгортехнадзор РФ. М., 2003г. - 203 с.

4. Сборник сметных норм и расценок на строительные работы. Сборник 49. Скважины на нефть и газ. СНиП 4.02-91 1-15., Госстрой СССР, М., Стройиздат, 1991 г.: - Том 1. Сметные нормы. Раздел 1.Строительные и монтажные работы - 447 с. - Том 1. Сметные нормы. Раздел 2. Бурение и испытание на продуктивность скважины. - 111 с. - Том 1. Сметные нормы. Раздел 3. Геофизические исследования. - 186 с. - Том 2. Расценки. Раздел 1. Строительные и монтажные работы-381 с. - Том 2. Сметные нормы. Раздел 2. Бурение и испытание на продуктивность скважины - 122 с. - Том 2. Сметные нормы. Раздел 3. Геофизические исследования - 43 с.

5. Шишков В.С. Современные системы буровых растворов на неводной основе// Новые технологии в газовой промышленности. Тезисы докладов шестой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. – Москва: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2005.

6. Повышение эффективности применения эмульсионных растворов на углеводородной основе добавками нефтерастворимых полимеров / В.С. Шишков, В.Л. Заворотный, С.Н. Шишков, В.М. Миненков // Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса. Материалы XIV Международной научно-практической конференции. – Суздаль: 2010.

7. А.Я. Рязанов «Энциклопедия по буровым растворам» - Оренбург 2005г.

8. Презентация ООО «Сервисный центр СБМ» ОП г.Новый Уренгой Разработка и внедрение утяжеленных растворов на углеводородной основе. РУО с плоским реологическим профилем для первичного вскрытия продуктивного горизонта Минаева Е.В., Неделько Е.С., Скотнов С.Н., Яровенко О.И.

9. В.Ф. Абубакиров В.Ф. Буровое оборудование Издательство «Недра» 2000г.

10. А.И. Булатов, А.Г. Аветисов – Справочник инженера по бурению: М.: Недра 1993 – 1996г.

11. Дж.Р.Грей, Г.С.Г.Дарли Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Перевод с английского. - М.: Недра.

12. А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, В.И. Рябченко Технология промывки скважин.—М.: Недра.

13. Проектная документация по строительству Разведочной скважины № 220 Ямбургского месторождения - ООО «ГАЗПРОМ Геологоразведка» ООО «КРАСНОЯРСКГАЗПРОМ Нефтегазпроект

14. Строительные нормы и правила, Часть IV, Том 10 «Сборник элементных сметных норм на строительные конструкции и работы», Сборник 49. «Скважины на нефть и газ». СНиП IV-2-82 1-16. М., Металлургия, 1983 г. – 156 c.

15. ИТК по безопасному ведению вышкомонтажных работ при строительстве буровых установок БУ 3200/200 ЭУК-2МЯ, Уралмаш-4Э, Уралмаш-3Д. СТО Газпром РД 2.1-1-134-2005

16. Рязанов Я.А. Энциклопедия буровых растворов. Изд-во Летопись, Оренбург, 2005 г

17. Тимерханов Р.К., Минаева Е.В. Регламент по применению РУО «ПОЛИЭМУЛЬСАН»//Новый Уренгой 2013

18. Книга инженера по растворам ЗАО «ССК»

19. Минаева Е.В., Яровенко О.И., Низрюхин П.Ю., Скотнов С.Н.; Разработка и внедрение утяжеленных растворов на углеводородной основе. РУО с «плоским» реологическим профилем для первичного вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД. Нефть.Газ.Новации № 9(188) 2014.

20. http://vseobyrenii.com/rastvori-na-uglevodorodnoy-osnove/

Код для цитирования: Скопировать