Совершенствоание технологии приготовления и применения буровых растворов на основе сухих полимерных смесей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Банникова Олеся Юрьевна

• Банникова Олеся Юрьевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Банникова Олеся Юрьевна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

1.1 Геолого-технологические особенности строительства скважин на месторождениях

1.1.1 Геологическая характеристика тектонических образований

1.1.2 Гидрогеологическая характеристика месторождений РБ

1.2 Основные виды осложнений при строительстве скважин

1.3 Типы буровых растворов, оборудование и методы их получения для строительства скважин

1.4 Пути совершенствования получения буровых растворов

при строительстве скважин

1.5 Цель и задачи исследования работы 45 ГЛАВА 2 ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИК

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ПРИГОТОВЛЕННЫХ НА ОСНОВЕ СУХОЙ СМЕСИ

2.1 Обоснование объектов исследования

2.2 Оценка качества компонентного состава промывочной жидкости

2.2.1 Оценка качества глинопорошков как дисперсной фазы промывочных жидкостей

2.2.2 Оценка качества воды как дисперсионной среды для промывочных жидкостей

2.3 Методика определения реологических свойств растворов

2.4 Методика оценки кольматирующей способности промывочной жидкости

2.4.1 Методика подбора кольматантов в состав сухих смесей

2.5 Методика исследования ингибирующей способности буровых растворов

2.6 Исследования механизмов межмолекулярного взаимодействия компонентов глинистых буровых растворов

2.7 Исследования механизмов межмолекулярного взаимодействия компонентов безглинистых буровых растворов

2.8 Методика определения технологических параметров буровых растворов

2.9 Оценка погрешностей измерений показателей буровых растворов

2.10 Методика планирования эксперимента и математическая обработка экспериментальных данных

2.11 Выводы по главе 2 ^

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТОВ

ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ КОМПОНЕНТОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР СУХИХ СМЕСЕЙ

3.1 Создание единой базы данных по буровым растворам

3.1.1 Описание и заполнение базы данных

3.2 Определение технологических параметров буровых растворов по интервалам бурения для различных геологических образований

3.2.1 Требования к сухим смесям для приготовления буровых растворов

3.3 Разработка и исследование составов сухих смесей для глинистых буровых растворов

3.3.1 Результаты исследования глинопорошков для составов сухих смесей

3.3.2 Результаты исследований повышения качества глинопорошков

3.3.3 Результаты исследований подбора экстендеров для повышения качества глинопорошков

3.3.4 Результаты исследований межмолекулярного взаимодействия компонентов буровых растворов

3.3.5 Результаты исследований растворов на основе комбинированного использования экстендеров, кальцинированной соды и глинопорошка

3.4 Разработка и исследование составов сухих смесей для безглинистых буровых растворов

3.4.1 Результаты исследования взаимодействия ксантановой и гуаровой смол

3.4.2 Результаты исследований взаимодействия биополимера ксантан и крахмального реагента ФИТО-РК

3.5 Численная реализация математической модели оптимизационных составов сухих смесей

3.6 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ПРИГОТОВЛЕННЫХ НА ОСНОВЕ СУХИХ ПОЛИМЕРНЫХ СМЕСЕЙ

4.1 Результаты исследований выбора способа приготовления буровых растворов

4.2 Результаты исследований технологических параметров промывочных жидкостей, приготовленных из сухих полимерных смесей под различные интервалы бурения

4.3 Исследование микробиологической деструкции полимеров

4.4 Результаты исследований компонентов сухих смесей в качестве кольматирующих агентов

4.4.1 Результаты использования методики подбора кольматирующих агентов и их комплексов для месторождений РБ

4.4.2 Исследование наполнителя комплексного действия

4.4.2.1 Кольматант комплексного действия серии «Flonut»

4.4.2.2 Кольматант комплексного действия - мраморная мука

4.4.3 Сравнительные исследования закупоривающей способности кольматанта серии «Flonat Fine» в составе различных типов буровых растворов

4.5 Результаты исследований ингибирующей способности буровых растворов

4.6 Выводы по главе 4 150 ГЛАВА 5 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СУХИХ

ПОЛИМЕРНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО АНК «БАШНЕФТЬ»

5.1 Разработка технологической схемы приготовления сухих полимерных смесей

5.2 Получение буровых растворов из сухой полимерной смеси

на производстве

5.3 Опытно - промысловые испытания сухих полимерных смесей

5.3.1 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв.1710 Волковского месторождения

5.3.2 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв.88 Каюмовского месторождения

5.3.3 Промысловые испытания сухих кольматирующих смесей для предотвращения осложнений на скв.131 Татышлинского месторождения

5.4 Расчет экономической эффективности от применения сухих полимерных смесей при бурении скважин на месторождениях ОАО

АНК «Башнефть»

5.5 Выводы по главе 5 168 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствоание технологии приготовления и применения буровых растворов на основе сухих полимерных смесей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Анализ современного уровня достижений в области строительства нефтяных и газовых скважин, а также результатов исследований деятельности ведущих мировых сервисных компаний по буровым растворам за последнее десятилетие показывает [1, 2, 3, 4, 5, 6], что в тех случаях, когда использовались некачественные промывочные жидкости, наблюдалось увеличение (от 30 до 60%) количества обвалов, поглощений и др. видов осложнений, сопровождающиеся существенными затратами средств и времени на их ликвидацию [7, 8, 9].

В связи с этим дальнейшая перспектива успешного решения ключевых проблем бурения (предупреждение осложнений, повышение устойчивости ствола скважины, сохранение коллекторских свойств продуктивных горизонтов и др.) тесно связана с повышением качества буровых растворов и совершенствованием технологии их приготовления.

Получение буровых растворов, отвечающих современным требованиям бурения, практически не представляется возможным без применения представлений о теории коллоидных систем и практических исследований новых полимерных реагентов. Согласно теории коллоидных растворов [10, 11, 12], в формировании конкретно заданных свойств гетерогенной системы с использованием различных эффектов взаимодействия, в том числе и синергетических, важным звеном выступают: тип компонентов, их дозировка и порядок ввода ингредиентов в систему. Использование различных эффектов усиления положительных технологических свойств растворов за счет правильного подбора реагентов дает возможность экономии химических реагентов, получения промывочной жидкости с более стабильными свойствами, а также, что немаловажно, позволяет снизить за счет подбора компонентов (как правило, 4 класса токсичности) экологическую нагрузку на окружающую среду.

Кроме того, также необходим анализ практического применения различных типов буровых растворов, что позволит разработать требования к

составу промывочной жидкости, наиболее полно удовлетворяющей современным горно-геологическим и техническим условиям бурения.

Проблема разработки и совершенствования рецептур промывочных жидкостей с учетом постоянного изменения геолого-технологических условий бурения остается актуальной и в настоящее время.

Степень разработанности проблемы в литературе. Изучением различных свойств промывочных жидкостей и реагентов, разработкой и совершенствованием рецептур буровых растворов для повышения качества строительства скважин, предупреждения различных видов осложнений, а так же совершенствованием технологии приготовления буровых растворов в той или иной степени занимались многие российские и зарубежные ученые: Аветисян Н.Г., Андресон Б.А., Городнов В.Д., Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г., Доценко Ю.Г., Егоренко Б.Ф., Жигач К.Ф., Жуховицкий С.Ю., Кистер Э.Г., Конесев Г.В., Кошелев В.Н., Круглицкий Н.Н., Кудряшов Б.Б., Крысин Н.И., Мавлютов М.Р., Новиков В.С., Рылов Н.И., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Попов А.Н., Фукс Г.И., Юсупов И.Г., Ясов В.Г. и другие.

Однако, несмотря на большой объем исследований в данной области, в настоящее время при традиционной технологии приготовления буровых растворов возникает рядом организационных и технологических недостатков, приводящих к снижению у химических реагентов эффективности функциональных свойств из-за отсутствия должных условий и сроков их хранения; затратам большого количества времени на получение необходимых технологических параметров и перерасходу химических реагентов из-за неточности дозировки; дополнительным поинтервальным химическим дообработкам и т.д.

Одним из возможных направлений совершенствования буровых растворов, а также технологии их приготовления, по нашему мнению, является наработка буровых растворов из смесей сухих порошкообразных компонентов.

Применение порошкообразных материалов на основе сухих смесей при

приготовлении буровых растворов позволит снизить потери материалов; сократить время приготовления; повысить степень механизации погрузочно-разгрузочных работ; повысить качество приготовления растворов; унифицировать применяемое оборудование и технологию приготовления буровых растворов; способствовать решению проблем предупреждения и ликвидации различных видов осложнений.

Цель работы. Повышение эффективности строительства скважин применением буровых растворов на основе сухих полимерных смесей (на примере месторождений Республики Башкортостан).

Задачи исследования.

1. Анализ применения буровых растворов, обоснование их технологических параметров, соответствующих сложившимся геологическим условиям бурения скважин.

2. Исследование механизмов взаимодействия в полимер-глинистых и безглинистых биополимерных системах, приводящих к улучшению технологических параметров буровых растворов.

3. Разработка составов сухих полимерных смесей (СПС), обеспечивающих получение буровых растворов с заданными значениями технологических параметров.

4. Совершенствование технологии приготовления буровых растворов на основе СПС.

5. Проведение опытно-промысловых испытаний разработанных буровых растворов на основе СПС и оценка их эффективности.

Научная новизна.

1. Впервые установлено, что организация надмолекулярной интерполимерной структуры в растворе, получаемом из сухой полимерной смеси реагентов Celpol RX, Праестол-2540 и Na2COз, улучшает параметры промывочной жидкости (транспортирующая способность в 1,8 раза и показатель фильтрации в 2,5 раза) по сравнению с аналогичными параметрами растворов, приготовленных способом поочередного ввода

реагентов.

2. Исследованиями обосновано, что взаимодействие ацетатных и пирувантных группировок ксантанового биополимера и гидроксильных группировок гуаровой смолы способствует повышению реологических параметров бурового раствора более чем на 35%, снижение показателя фильтрации более чем на 30% достигается использованим в составе сухой полимерной смеси ксантанового биополимера и крахмального реагента в концентрации соответственно 0,5% и 1,6%

3. Экспериментально на функционально логическом уровне обоснован алгоритм определения критической области размеров кольматирующих агентов для создания в стенках скважины гидравлического экрана, препятствующего проникновению фильтрата бурового раствора в поглощающие и продуктивные пласты.

Теоретическая значимость работы.

1. Теоретически показано и реализовано возникновение синергетического эффекта при формировании надмолекулярной и интерполимерной структуры в полимерных системах;

2. Получены адаптирующие коэффициенты приведения, уточняющие формулу Козени-Кармана, позволяющую прогнозировать реальный размер каналов поглощающего горизонта и идентифицировать их форму.

Практическая значимость работы.

1. Создана база данных по буровым растворам и осложнениям, анализ которой выявил предпосылки для разработки составов СПС.

2. Разработаны рецептуры буровых растворов на основе СПС для всего цикла строительства скважин, обеспечивающие повышение основных технико-экономических показателей бурения.

3. Разработана и предложена технология получения сухих полимерных смесей и приготовления буровых растворов с использованием установки НР-150, позволяющей кратно снизить время приготовления промывочной

жидкости с проектными технологическими параметрами.

4. Разработан СТО 7.07-2010 «Методика определения технологических параметров буровых растворов» для применения в аккредитованных лабораториях, содержащих современное оборудование.

5. Результаты диссертационной работы внедрены в практику буровых работ путем включения в проектно-сметную документацию строительства скважин.

6. Разработан алгоритм подбора кольматирующих агентов, применяемый при составлении проектно-сметной документации на строительство скважин при подборе смесей кольматантов для предупреждения и ликвидации осложнений в бурении.

Методы исследования. Поставленные задачи решались в лабораторных условиях при использовании стандартных и специально разработанных методик (СТО 7.07-2010) определения реологических и технологических свойств промывочных жидкостей.

На защиту выносятся

1. Результаты исследований механизмов синергетического взаимодействия в полимер-глинистых и безглинистых биополимерных системах.

2. База данных по буровым растворам и осложнениям Drilling, интерфейс системы управления базами данных.

3. Технология получения СПС, алгоритм подбора комплексных смесей кольматантов для профилактики поглощений.

4. Результаты промысловых работ при строительстве скважина.

Степень достоверности результатов. Достоверность результатов

подтверждается достаточным количеством экспериментов, современными методами исследований, которые соответствуют поставленным в работе целям и задачам. Научные положения, выводы и рекомендации, подкреплены фактическими данными, наглядно представленными в приведенных таблицах и рисунках. Обработка результатов экспериментальных исследований

осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Statistica W/6/0, Excel 2003 и Mathcad.

Апробация результатов. Основные положения диссертационной работы обсуждались: на межрегиональной молодежной конференции «Севергеоэкотех». Ухта, 2009, 2012; II Международной научно-технической конференции, посвященной памяти Мавлютова М.Р. «Повышение качества строительства скважин». Уфа, 2010; Х юбилейной конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Югра, 2010; V Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 80-летию РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и 50-летию кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Москва, 2010; научно-технической конференции, посвященной 100-летнему юбилею М.В.Мальцева. г.Октябрьский, 2010; международной научно-технической конференции «Китайско-российское научно-техническое сотрудничество. Наука-образование-инновации». Харбин, 2010, 2011; научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 2011; научно-технической конференции ООО «БашНИПИнефть». Уфа, 2011; всероссийской с международным участием научно-практической конференции. Практические аспекты нефтепромысловой химии. Газ. Нефть. Технологии-2011, Уфа; всероссийской конференции, приуроченной к 100-летию со дня рождения академика А.А.Трофимука. Уфа, 2011.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 137 источников, содержит 210 страниц машинописного текста, 43 рисунка и 44 таблицы.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

1.1 Геолого-технологические особенности строительства скважин на месторождениях РБ

Разбуриваемые в процессе строительства скважины породы, отрицательно влияют на свойства буровых растворов. Так, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание раствором рыхлых пород вызывает их оползание или осыпание в ствол скважины [1, 2]. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Снижению структурно-механических и фильтрационных свойств буровых растворов способствуют минерализованные пластовые воды и рапа. Газ (метан, сероводород, углекислый газ), находящийся как в свободном, так и в растворенном состоянии, также существенно влияет на свойства буровых растворов [1, 2]. Из вышесказанного видно, что в зависимости от конкретных условий бурения свойства буровых растворов необходимо изменять, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами для предотвращения осложнений. Выбор типа, свойств и состава бурового раствора - задача комплексная, требующая научно обоснованного подхода.

Очевидно, что подход по системе «требования к свойствам бурового раствора - тип бурового раствора - компонентный состав бурового раствора» может обеспечить рациональный подбор бурового раствора, поскольку позволяет еще на стадии проектирования количественно оценить риски, определить экономически обоснованный резерв, гарантирующий отсутствие осложнений, связанных с качеством бурового раствора и режимами промывки. В связи с этим в данной работе сделана попытка учесть специфические особенности месторождений Республики Башкортостан (РБ),

оказывающие влияние на выбор типа, свойств и технологии получения буровых растворов.

Башкортостан отличается от соседних регионов Урало-Поволжья тектонической неоднородностью, большим разнообразием типов залежей, их гидродинамических режимов, свойств пластов-коллекторов, глубин залегания и т.д. Важной особенностью является и длительный срок эксплуатации месторождений, многие из которых находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью. Расположение тектонических регионов представлено на рисунке 1.1

Стратиграфический диапазон месторождений республики охватывает отложения от докембрийских (венд-рифейских) и до верхнепермских. Мощность осадочной толщи меняется от 1,6 км на западе и до 8-12 км на востоке и юго-востоке [13, 14].

Нефтегазоносность (более 85%) приурочена к отложениям всего палеозойского чехла, от среднего девона и до нижнепермских. В таблице 1.1 представлены все продуктивные горизонты месторождений РБ.

Областью исследования в настоящей работе выбран осадочный нефтегазоносный бассейн Башкортостана, входящий в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рисунок 1.1). Указанный бассейн представляет собой краевую часть платформы в составе Башкирского и Южно-Татарского сводов, разделяющей их Бирской седловины и окраинных Благовещенской, Салмышевской и Бымско-Кунгурской впадин. Кроме того, в граничащем с востока Предуральском краевом прогибе выделяются Юрюзано-Сылвенская, Бельская и Мраковская депрессии и Шихано-Ишимбайская седловина. Бассейн «открывается» с востока и юго-востока в Предуральский прогиб, а с северо-запада - в Верхне-Камскую впадину [13, 15].

Рассмотрим более подробно каждое из этих геологических образований.

Рисунок 1.1 - Расположение тектонических регионов Республики Башкортостан

Таблица 1.1 - Продуктивные горизонты месторождений РБ

Продуктивные толщи Ярусы, продуктивные горизонты Пласты (пачки) Пропластки, слои, местные аналоги пластов

Нижнепермская кунгурский артинский сакмарский ассельский

Верхнекаменноугольная нерасчлененный - -

Среднекаменноугольная московский (нерасчлененный) подольский каширский верейский башкирский П-1 П-2, П-3 К-1, К-2, К-3, К-4 В-1, В-2, В-3 БШ -

Нижнекаменноугольная серпуховский алексинский терригенная толща нижнего карбона С-0 -

тульский С-!, C-П С-Ш, С-1У С-1У, С-У С-У1о С-1-1, С-П-2 С-1У-1, С-У1о-1 С-У1о-2, С-У1о-3

бобриковский С-У1 С-У1-1, С-У1-2

(радаевский, елховский) С-У1-3, С-У1-4 С-У1-2а, С-У1-2б, С-У1-3, ЛП

турнейский кизеловский СТ-1, СТ-2, СТ-3

черепетский СТ-4, СТ-5

малевско-уппнскнй

Карбонатный аскынско- верхнефаменский заволжский

мендымский франский (нерасчлененный) среднефаменский нижнефаменский Дф1, Дф2, Дфз надгор-т

Верхнее- и кыновский КН-1, КН-2, КН-3

среднедевонскии

Терригенно-карбонатный пашийский Д0, Д1, Д1-в, Д1-ср, Д1-н Д1а, Д1б, Д1в, Д1г, Д1-верхн.

муллинский Д11 Д1-средн., Д1-нижн.

старооскольский воробьевский бийский ДШ, Д1Ув, Д1Ун, карбонатный ДП-верхн., ДП-нижн. Д1Уа, Д1У-верхн.

кальцеолово- ДУ Д1У-нижн.

такатанскнй -

1.1.1 Геологическая характеристика тектонических элементов I порядка

Башкирский свод (БС) по кровле терригенной толщи и подошве карбонатного девона, занимает наиболее высокое гипсометрическое положение (-1250 м). В структурном плане по своему строению ассиметричен [13]. Содержит следующие месторождения: Биавашское, Бураевское, Гарное, Горьковское, Казанчинское, Каюмовское, Кизгановское, Краснохолмское, Кузбаевское, Кушкульское, Львовское, Моталинское, Ново-Казанчинское, Орьебашское, Старцевское, Степановское, Татышлинское, Тепляковское, Федоровское, Четырманское, Шавьядинское, Югомашевское и Южно-Кубиязинское.

Южно-Татарский свод (ЮТс) занимает значительную территорию, охватывающую западные и юго-западные районы Башкортостана. Самое высокое гипсометрическое положение поверхности терригенного девона установлено у западных границ республики (-1450 м) [13]. Содержит следующие месторождения: Абдулловское, Азнаевское, Аксаковское, Аксеновское, Альшеевское, Ардатовское, Аскаровское, Балкановское, Белебеевское, Березовское, Гончаровское, Гремячинское, Давлекановское, Демское, Дмитриевское, Добровольское, Елизаветинское, Згурицкое, Знаменское, Илишевское, Илькинское, Искандеровское, Исламгуловское, Исмагиловское, Калаевское, Кальшалинское, Каменское, Каримовское, Качегановское, Кипчакское, Копей-Кубовское, Кызыл-Ключевское, Любленское, Михайловское, Мустафинское, Ново-Пчельниковское, Орловское, Петропавловское, Привольненское, Раевское, Рятамакское, Саннинское, Сатаевское, Серафимовское, Солонцовское, Стахановское, Субханкуловское, Суллинское, Ташлы-Кульское, Троицкое, Туймазинское, Тумбарлинское, Уразметовское, Усень-Ивановское, Черниговское, Четырбашское, Шафрановское, Шкаповское, Юбилейное, Южно-Троицкое и Янгурчинское.

Бирская седловина (Бис) является сочленяющей структурой между

Южно-Татарским и Башкирским сводами. Кровля кыновского горизонта установлена здесь на отметке -1700 м. Строение Бирской седловины ассиметрично [13]. Содержит следующие месторождения: Амировское, Андреевское, Арланское, Барьязинское, Бирское, Василовское, Гареевское, Ишкаровское, Карача-Елгинское, Манчаровское, Менеузовское, Надеждинское, Наратовское, Нурское, Саитовское, Саузбашевское, Спасское, Старореченское, Таймурзинское, Тузлукушевское, Чекмагушевское, Чермасанское, Щелкановское и Южное.

Верхне-Камская впадина (ВКв) в пределах Башкортостана представлена ее крайней южной частью [13]. Содержит следующие месторождения: Бадряшское, Байсаровское, Воядинское, Игровское, Кармановское и Хмелевское.

Бымско-Кунгурская впадина (БКв) в РБ приурочена к тупому внутреннему углу антеклизы и отнесена к наложенно-погребенному типу структур [13]. Содержит следующие месторождения: Исламовское, Кунгакское, Сухоязское и Шимское.

Благовещенская впадина (Блв) по кровле терригенного девона выражена слабо и является «сквозной» от додевонских отложений [13]. Содержит следующие месторождения: Алаторское, Алкинское, Ахтинское, Бекетовское, Блохинское, Богатовское, Бузовьязовское, Волковское, Гордеевское, Загорское, Ибраевское, Ильинское, Искринское, Кабаковское, Кармасанское, Культюбинское, Кушнаренковское, Лобовское, Ново-Узыбашевское, Ракитовское, Сергеевское, Толбазинское, Трошкинское, Уршакское, Уфимское, Шакшинское и Шингаккульское.

Салмышевская впадина (Слв) на территории РБ представляет северную часть окраинной впадины, имеет вид неглубокой заливообразной мульды, граничит на юге с Южно-Татарским сводом [13]. Содержит следующие месторождения: Маячное и Юлдашевское.

Юрюзано-Сылвенская депрессия (ЮСд) находится на севере Предуральского краевого прогиба [13]. Содержит следующие

месторождения: Алегазовское, Апутовское, Каракульское, Кызылбаевское, Метелинское, Муслюмовское, Устьикинское и Яныбаевское.

Бельская депрессия (Бд) по палеозойскому комплексу осадков изучена слабо. Условия залегания терригенного комплекса девона недостаточно ясны. Поверхность кровли кыновского горизонта выделяется условно [13]. Содержит следующие месторождения: Архангельское, Беркутовское, Ирныкшинское, Исимовское, Канчуринское, Карлинское, Карташевское, Куганакское, Кунакбаевское, Лемезинское, Малышевское, Мусинское, Подгорновское, Покровское, Саратовское, Северо-Подгорновское, Табынское и Тавакановское.

В пределах Шихано-Ишимбайской седловины (ШИс) отложения терригенной толщи девона в зоне юго-восточного борта Камско-Бельской грабеновой впадины приподняты на различный гипсометрический уровень -от минус 1400 м до минус 2600 м и более [13]. Содержит следующие месторождения: Аллакаевское, Буруновское, Ишимбайское, Кинзебулатовское, Кусяпкуловское, Салиховское, Тейрукское и Цветаевское.

В Мраковской депрессии (Мрд) девонские отложения вскрыты единичными скважинами [13]. Содержит следующие месторождения: Белоглинское, Беркутовское, Введеновское, Волостновское, Воскресенское, Грачевское, Ермолаевское, Исимовское, Казлаирское, Кумертауское, Кунакбаевское, Мурапталовское, Озеркинское, Подгорновское, Прокопьевское, Салаватское, Северо-Зирганское, Северо-Маячное, Старо-Казанковское, Столяровское, Тереклинское, Шамовское и Южно-Введеновское.

1.1.2 Гидрогеологическая характеристика месторождений РБ

Как уже упоминалось ранее, буровой раствор в процессе бурения меняет свой состав и свойства по ряду причин. Одной из основных является попадание в него пластовых вод, насыщающих пласты. Для месторождений

Республики Башкортостан (РБ) это особенно актуально из-за высокой минерализации пластовых вод.

Ниже приведена гидрогеологическая характеристика месторождений

РБ.

Весь интервал вскрываемых бурением пород в гидрогеологическом плане делится на три гидрогеологических этажа: верхний, средний и нижний с двумя региональными водоупорами: галогенными осадками кунгурского яруса и кыновско-доманиковой толщей аргиллитов, мергелей и битуминозных сланцев. Имеется надрегиональный флюидоупор, выраженный аргиллитами бобриковского горизонта.

Верхний пресноводный гидрогеологический этаж представлен пресными или слабоминерализованными водами с минерализацией от

Л

десятых долей до 2,0-3,0 г/л и плотностью 1,000-1,001 г/см [13, 14, 15].

Средний этаж содержит воды, минерализация которых растет с

Л

глубиной: от 3,0-10 до 280 г/л, при плотности 1,13-1,16 г/см [13, 14, 15].

Нижний этаж содержит соленые и рассольные воды с минерализацией от 200-270 до 300-330 г/л и плотностью от 1,16 до 1,20 кг/м3 [13, 14, 15].

1.2 Основные виды осложнений при строительстве скважин

Строительство скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» характеризуется целым рядом особенностей, в частности, сложными горногеологическими условиями, зачастую несовместимыми условиями бурения, и как следствие поглощениями буровых растворов, наличием пропластков каменной соли, потерей устойчивости ствола скважины, наличием сероводорода и др.

К числу наиболее распространенных и трудоемких осложнений с точки зрения ликвидации, относятся поглощения буровых растворов [7, 16, 17]. Способы борьбы с поглощениями в конкретной ситуации выбираются, прежде всего, с учетом особенностей поглощающего пласта и его

гидродинамической характеристики, а также исходя из технической и материальной оснащенности буровой.

Нередко, при бурении интервалов под направление с промывкой забоя технической водой дополнительно встречаются осложнения в виде осыпей и обвалов, возникающие вследствие сильного размыва стенок скважины и отсутствия требуемого противодавления.

Опыт бурения показывает, что наибольшее количество поглощающих зон наблюдается в поверхностных слоях, с глубиной количество их уменьшается, но интенсивность поглощений различна - вплоть до полного ухода.

Как известно, традиционными методами предупреждения и борьбы с поглощениями является намыв различных наполнителей (опилки, кордное волокно и др.), закачивание изоляционных и тампонажных смесей, регулирование свойств бурового раствора и др. В ОАО АНК «Башнефть» на некоторых месторождениях при бурении в интервалах устойчивых карбонатных коллекторов, содержащих карстовые образования и зоны интенсивных поглощений, согласно принятому протоколу в качестве промывочного агента применяется техническая вода. Результаты исследований зон поглощений, а также мероприятия по их предупреждению и ликвидации на месторождениях РБ, детально рассмотрены в [7, 9, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28]. В комплексе с этими мероприятиями рассматривается вопрос выбора конструкции скважины, играющей первостепенную роль в предупреждении осложнений.

При планировании типа и свойств бурового раствора большое значение имеет наличие зон обвалов и осыпей, поэтому данный вид осложнений рассматривается более подробно.

В общем объеме от 30 до 50% осложнений связано с осыпями, растворением и размывами пород [8, 29, 30, 31, 32]. Эти осложнения связаны с развитием терригенных осадочных горных пород, наличием пластов соли и др.

Обваливание песчано-гравийных пород четвертичного и третичного возраста, а также непосредственно залегающих под ними сильно выветрелых карбонатных пород кунгурского и артинского ярусов, характерны для скважин в пойме реки Уфы.

Обвалы терригенных пород верейского, тульского, бобриковского, кыновского, пашийского, муллинского, ардатовского и др. горизонтов отмечаются повсеместно. При неудовлетворительной изоляции эти горизонты даже склонны к лавинным обвалам без возможности их предупреждения переходом на промывку качественным раствором в период до 10 суток. При отсутствии залежей нефти и газа вскрытие вышеназванных горизонтов осуществляется с применением технической воды, а предупреждение обвалов достигается постановкой цементных мостов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Банникова Олеся Юрьевна, 2015 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 1999. - 424 с.

2. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. - М.: Недра, 1985. - 509 с.

3. Пеньков, А.И. Буровые растворы для сложных условий бурения / А.И. Пеньков, Н.П. Левик // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 9. - С. 18-21.

4. Ангелопуло, О.К. Буровые растворы для осложненных условий / О.К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. - М.: Недра, 1988. - 136 с.

5. Маслов, В.В. Совершенствование технологии, разработка и выбор химических реагентов для приготовления буровых растворов с целью повышения эффективности и экологической безопасности бурения скважин: дисс. канд. техн. наук: 25.00.15 / Маслов Валентин Владимирович. - Тюмень, 2006. - 183 с.

6. Булатов, А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 1984. - 317 с.

7. Белоруссов, В.О. Технология борьбы с осложнениями при бурении скважин / В.О. Белоруссов. - М.: Недра, 1967. - 162 с.

8. Митяев, А.Д. Опыт борьбы с обвалами при бурении глубоких скважин в мощных толщах осыпающихся глинистых пород в Башкирии /А.Д. Митяев // Тр. УфНИИ. - Уфа: Вып.26, 1970. - 124-132 с.

9. Поляков, В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев. -Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

10. Базелин, С.А. Основы физической и коллоидной химии / С.А. Базелин, Б.В. Ерофеев, Н.И. Подобаев. - М.: Просвещение, 1975. - 398с.

11. Фролов, Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебник для вузов.- 2е изд., перераб. и доп.- М.: Химия, 1988. - 464 с.

12. Воюцкий, С.С. Курс коллоидной химии / С.С. Воюцкий.- М.: Химия, 1975. - 512 с.

13. Лозин, Е.В. Тектоника и нефтеносность платформенного Башкортостана / Е.В. Лозин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 134 с.

14. Баймухаметов, К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х.Гайнуллин, А.Ш.Сыртланов. - Уфа: РИЦ АНК«Башнефть», 1997. - 422с.

15. Хачатрян, Р. О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антиклизы / Р.О. Хачатрян. - М.: Наука, 1979. - 172 с.

16. Шерстнев, Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении / Н.М. Шерстнев, Я.М. Расизаде, С.А. Ширинзаде. - М.: Недра, 1979. - 304 с.

17. Ясов, В.Г. Предупреждение поглощений при разбуривании трещиноватых пластов/В.Г.Ясов, М.А.Мыслюк. - М.:ВНИИОЭНГ, 1982.- 39с

18. Разработка методов исследования и изоляции зон поглощений различной интенсивности: отчет о НИР. - Уфа: Изд-во БашНИПИнефть, 2010. - 188 с.

19. Булатов, А.И. Изоляционные работы при проводке скважин в условиях поглощения бурового раствора / А.И. Булатов, Н.И. Сухенко. - М.: Недра, 1983. - 73 с.

20. Крылов, В.И. Изоляция зон поглощений с применением наполнителей/ В.И. Крылов, С.С. Джангиров, Н.И. Сухенко. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 48 с.

21. Курочкин, Б.М. Использование наполнителей при бурении скважин / Б.М.Курочкин, М.В.Алексеев, П.Н. Драцкий. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 48 с.

22. Инструкция по выбору способа изоляции поглощающих, водопроявляющих и взаимодействующих пластов / Башнипинефть. - Уфа, 2000. - 60 с.

23. РД 39Р-0134856-009-91 Инструкция по изоляции зон поглощения и водопроявления с применением тампонажных смесей с высокими структурно-механическими свойствами и объемной долей разномерных наполнителей / Башнипинефть. - Уфа, 1991. - 87 с.

24. РД 39Р-0147276-013-94 Технологический регламент на изоляцию поглощающих и водопроявляющих пластов с применением тампонажных смесей малой плотности / Башнипинефть. - Уфа, 1994. - 41 с.

25. РД 39-2-535-81 Инструкция по ликвидации поглощений тампонажными смесями с пространственной решеткой / Башнипинефть. - Уфа, 1981. - 27 с.

26. РД 39-2-707-82. Инструкция по технологии применения тампонажных паст для ликвидации поглощений в скважинах с использованием полиакриламида и метаса / Башнипинефть. - Уфа, 1982. - 24 с.

27. РД 39-2-824-82. Инструкция по технологии ликвидации поглощений гидрофобной тампонажной смесью на основе латекса, стойкой к размыву в условиях перетока пластовых вод / Башнипинефть. - Уфа, 1982. - 32 с.

28. Степанов, Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин / Н.В. Степанов. - М.: Недра, 1989. - 252 с.

29. Андерсон, Б.А. Влияние ингибированных промывочных жидкостей на устойчивость горных пород / Б.А. Андерсон, В.М. Соловьев, Л.К. Мухин, О.К. Ангелопуло. - М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - № 11. -19-21 с.

30. Андресон, Б.А. Бурение глубоких скважин в зоне Урало-Поволжья и центральных районов РСФСР / Б.А. Андресон, Г.П. Бочкарев, Д.А. Галимов. - Уфа. 1987. - 71с.

31. Андресон, Б.А. Буровой раствор малой плотности для бурения в обваливающихся породах / Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров, А.У. Шарипов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 9. - С. 16-19.

32. Васильченко, А.А. Напряженное состояние горных пород и устойчивость стенок скважины / А.А. Васильченко // Нефтяная и газовая промышленность. - 1987. - № 2. - С. 25-27.

33. Богданов, Н.Х. Бурение глубоких скважин в Башкирии /Н.Х. Богданов, С.З. Зарипов, Э.К. Латыпов и др. - Уфа: Башкнигаиздат, 1963. - 93 с.

34. Каретко, О.Н. Бурение скважин в неустойчивых горных породах / О.Н. Каретко, Т.К. Сидорова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 5-9 с.

35. Лопатин, В.А. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в

неустойчивых глинах / В.А. Лопатин, Л.К. Мухин / Бурение НТС / ВНИИОЭНГ. 1964. - Вып. 7. - 9-13 с.

36. Сейд-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин / М.К. Сейд-Рза, Ш.И. Исмайлов, Л.И. Орман. - М.: - Недра. - 1981. - 175 с.

37. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении / В.Д. Городнов. - М.: Недра, 1984. - 228 с.

38. Масляков, А.П. Предупреждение кавернообразования при строительстве скважин / А.П. Масляков. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 36 с.

39. Булатов, А.И. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 1. /

A.И. Булатов, А.Г. Аветисов. - М.: Недра, 1985. - 414 с.

40. Войтенко, В.С. Управление горным давлением при бурении скважин /

B.С. Войтенко. - М.: Недра, 1985. - 181 с.

41. Головко, В.Н. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов / В.Н. Головко. - М.: Недра, 1978. - 136 с.

42. Рязанов, Я.А. Энциклопедия по буровым растворам / Я.А. Рязанов. -Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.

43. Резниченко, И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов / И.Н. Резниченко. - М.: Недра, 1982. - 230 с.

44. Паус, К.Ф. Буровые растворы / К.Ф. Паус. - М.: Недра, 1973. - 303 с.

45. Ребиндер, П.А. Успехи коллоидной химии / П.А. Ребиндер. - М.: Наука, 1973. - 362 с.

46. Фридрихсберг, Д.А. Курс коллоидной химии: Учебник для вузов. -СПб.: Химия, 1995. - 400 с.

47. Спивак, А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин / А.И. Спивак, А.Н. Попов. - М.: Недра, 1994. - 261 с.

48. Антипов, В.И., Нагаев В.Б., Седых А.Д. Физические процессы нефтегазового производства / В.И. Антипов, В.Б. Нагаев, А.Д. Седых. - М.: Недра, 1998. - 351 с.

49. Хусид, Л.Б. Разработка методов гидравлической активации цементов и глин при приготовлении тампонажных и промывочных растворов на

буровых: (на опыте бурения на Крайнем Севере): дисс.канд.техн.наук: 25.00.15. - Уфа, 1974.- 179 с

50. Хинт, И.А. Основы производства силикальцитных изделий / И.А. Хинт. - М.: Госстройиздат, 1962. - 642 с.

51. Измухамбетов, Б.С. Технология получения и применения порошкообразных материалов из промышленных отходов для строительства скважин на Казахстанской части Прикаспийской впадины: дисс. д-ра. техн.наук: 25.00.15. - Алматы, 1998. - 299 с.

52. Шарова, О.Ю. Критерии подбора сухих смесей для приготовления буровых растворов с учетом геолого-технических условий проводки скважин /О.Ю. Шарова // Материалы Х Юбилейной конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. - Ханты-Мансийск: Изд. Параллель, 2010. - С. 294-297.

53. Шарова, О.Ю. Перспективы применения буровых растворов, приготовленных на основе сухих смесей / О.Ю. Шарова, Р.А. Мулюков, Н.Ю. Кузнецова, А.В. Самсыкин, А.Ф. Хафизов, З.М. Кутлугужина // Материалы III Международной научно-технической конференции. Китайско-российское научно-техническое сотрудничество. Наука-образование-инновации. - Уфа:УГАТУ, 2010. - С. 91-92.

54. Шарова, О.Ю. Комплексный подход к совершенствованию составов и технологии приготовления буровых растворов / О.Ю. Шарова, В.Ю. Клеттер, А.В. Самсыкин, Н.Ю. Кузнецова, З.М. Кутлугужина // Материалы VI Международной научно-технической конференции. Китайско-российское научно-техническое сотрудничество. Наука-образование-инновации. - Уфа: Изд.Принт+, 2011. - С.28.

55. Ребиндер, П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур / П.А.Ребиндер. - М.: Наука, 1966. -3-16 с.

56. Ребиндер, П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах / П.А.

Ребиндер. - М.: Наука, 1978. - 246 с.

57. Горский, В.Ф. Подбор и расчет параметров гидродинамического многократного диспергатора ГДА-1 / В.Ф. Горский, П.В. Горский, А.Н. Мельничук. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 8-9 с.

58. Кистер, Э.Г. Химическая обработка буровых растворов / Э.Г. Кистер.-М.:Недра, 1972.-392 с.

59. Шантарин, В.Д., Войтенко В.С. Физико-химия дисперсных систем / В.Д. Шантарин, В.С. Войтенко. - М.: Недра, 1990. - 315 с.

60. Галимов, М.А. Анализ состояния приготовления буровых растворов из насыпных и порошкообразных материалов / М.А. Галимов. - М.: Тр. ВНИИКРнефти, 1986. - 315 с.

61. Измухамбетов, Б.С. Применение дезинтеграторной технологии в нефтегазовой промышленности / Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов. - Самара: РИА, 1998. - 150 с.

62. Кравец, В.Н. Хранение и использование порошкообразного материала для приготовления буровых растворов /В.Н. Кравец. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 179 с.

63. Проселков, Ю.М. Современная технология приготовления буровых растворов /Ю.М. Проселков, В.М. Миненков. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 48 с.

64. Галимов, М.А. Циклонный диспергатор / М.А. Галимов, В.И. Костырин, В.М. Миненков. - Краснодар: ЦНТИ, 1988. - 215 с.

65. Горонович, С.Н. Опыт промысловых испытаний сухих коллоид-полимерных смесей на Оренбургском НГКМ / С.Н. Горонович, Д.А. Галян, В.В. Романов, В.А. Широков, В.И. Ноздря // Бурение и нефть. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. - №9. - 20-22 с.

66. Горонович, С.Н., Галян Д.А., Олейников А.Н., Чуприна Г.А., Мязин О.Г., Захаров А.А., Широков В.А., Романов В.В. Опыт промысловых испытаний композиционных составов для обработки буровых растворов // Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса / С.Н. Горонович, Д.А. Галян, А.Н.

Олейников, Г.А. Чуприна, О.Г. Мязин, А.А. Захаров, В.А. Широков, В.В. Романов. - Владимир, 2009. - 88-89 с.

67. Горонович, С.Н. Сухие смеси коллоид-полимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных коллекторов на ОНГКМ / С.Н. Горонович, Д.А. Галян, А.Н. Олейников, Г.А. Уприна и др. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 2007. - №12. - С. 116-118.

68. Андресон, Б.А. Разработка и внедрение эффективных буровых растворов, новых материалов и химических реагентов для их приготовления при бурении и заканчивании скважин в АНК «Башнефть»: отчет о НИР -Уфа: Изд-во БашНИПИнефть, 1998. - 210 с.

69. Горбунов, Н.И. Поглотительная способность почв и ее природа / Н.И. Горбунов. - М.:ОГИЗ-Сельхозгиз, 1948. - 278 с.

70. Паус, К.Ф. Буровые растворы / К.Ф. Паус. - М.: Недра, 1973. - 360 с.

71. Роджерс, В.Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин / В.Ф. Роджерс. - М.:Гос.науч.-техн.изд-во. 1960.- 399 с.

72. Зозуля, Г.П. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири / Г.П.Зозуля, В.П. Зозуля, Л.А.Паршукова и др.// Нефть и газ - 1997. -№1. - С.59-64.

73. Тагер, А.А. Физикохимия полимеров. - М.: Химия, 1968.- 545 с.

74. Y.M. Li, G.Y. Xu, Y.J. Chen, Y.X. Luan, S.L. Yuan. Computer simulations of surfactants and surfactant/polymer assemblies. Computational Materials Science 36, 2006. p.386-396.

75. Shi-Ling Yuan, Gui-Ying Xu, Zheng-Ting Cai, Yuan-Sheng Jiang. Molecular simulation studies on the interaction between different polymers in aqueous solution. Colloid Polym Sci, 2003. p. 66-72.

76. Houjian Gong, Guiying Xu, Yanyan Zhu, Yajing Wang, Dan Wu, Mingya Niu, Lushan Wang, Hongjing Guo, and Haibo Wang. Influencing Factors on the Properties of Complex Systems Consisting of Hydrolyzed Polyacrylamide/Triton X-100/Cetyl Trimethylammonium Bromide: Viscosity and Dynamic Interfacial Tension Studies. Energy & Fuels 23, 2009. p.300-305.

77. Jiang Bai, Fred R. Wassmuth, Robert W/ Jost, Lian Zhao. Hydrophobically-modified cellulosic polimers for heavy oil displacement in saline conditions. Copiright 2012, Society of Petroleum Engineers. p.1-9.

78. Константинова, Е.И. Влияние акриловых (со)полимеров на характеристики глинистых буровых растворов / Е.И. Константинова, О.Ю. Шарова, Л.В. Степанова, З.М. Кутлугужина // Материалы V Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 80-летию РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и 50-летию кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. - Москва. - 2010. - С.39.

79. ТУ 39-0147001-105-93 Глинопорошки для буровых растворов. -ВНИИКРнефть, 1993.- 37с.

80. СТО 7.07-2010 Методика определения технологических параметров буровых растворов. ООО «Башнефть-Геопроект. - Уфа, 2010. - 126 с.

81. Чубик, П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей / П.С.Чубик. - Томск: Изд-во НТЛ, - 1999. - 300 с.

82. Рябченко, В.И. Управление свойствами буровых растворов / В.И. Рябченко. - М.:Недра, 1990. - 230 с.

83. Клеттер, В.Ю. Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории Арктического шельфа: дисс. канд. техн. наук: 25.00.15 / Клеттер Владимир Юрьевич. - Уфа, 2010. - 149 с.

84. Паршукова Л.А. Изучение реологических свойств полимерных и полимер-глинистых суспензий / Л.А.Паршукова, Е.К.Зозуля, С.Ю.Еланцева и др. // Нефть и газ.-1997.- №6.- С.48-52.

85. РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов. ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. - 136 с.

86. Mario Zamora, D.T. Jefferson, and J.W. Powell. Hole-Cleaning Study of Polymer-Based Drilling Fluids. Copyright 1993, Society of Petroleum Engineers, Inc. p.151-162.

87. Siavomir S. Okrajni, J.J. Azar. The Effects of Mud Rheology on Annular

Hole Cleaningin Directional Wells. Copyright 1986, Society of Petroleum Engineers. p.297-308.

88. A. Saasen, G. L0klingholm. The Effect of Drilling Fluid Rheological Properties on Hole Cleaning. Copyright 2002, IADC/SPE Drilling Conference. p.1-5.

89. Jeff Li. Scott Walker. Sensitivity analysis of hole cleaning parameters in directional wells. Copyright 2001, Society of Petroleum Engineers. p. 356-363.

90. Крылов, В.И., В.В.Крецул. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей / В.И. Крылов, В.В. Крецул // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №9. - С. 54-56.

91. Выбор жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважин: учебное пособие / В.И. Крылов, В.В.Крецул. - М., 2005 - 200 с.

92. Растворы на полимерной основе для бурения скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- 100 с.

93. Шарипов, А.У. Разработка и примнение полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин / А.У. Шарипов, К.В. Антонов, Р.Р. Лукманов. - Уфа, - 2003.- 163 с.

94. Vickers S., Cowie M., Jones Т., Twynam A.J. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations. AADE Drilling Fluids Technical Conference, Texas, April, 2006.

95. Ишбаев, Г.Г. и др. Теории подбора фракционного состава кольматанта / Г.Г. Ишбаев и др. // Бурение и нефть. - 2011. - № 6. - С.16-18.

96. Abrams A. Mud Design to Minimize Rock Impairment Due to Particle Invasion. JPT, May, 1977.

97. Акбулатов, Т.О. Гидродинамические методы исследования скважин / Т.О. Акбулатов, А.В. Самсыкин. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 43 с.

98. Петров, Н.А. Химические реагенты и материалы для буровых растворов / Н.А. Петров, Ш.Х. Сагдеев. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 158 с.

99. Петров, Н.А. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катионоактивных ПАВ и гидроперфорации: дисс. канд. техн. наук: 25.00.15 / Петров Николай Александрович. - Уфа, 2003. - 224 с.

100. Алекперов, В.Т. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин / В.Т. Алекперов, В.А. Никишин // Нефтяное хозяйствр. - 1972. -№6. - С.15-21.

101. Шарова, О.Ю. Методики подбора комплексных сухих смесей кольматантов для предупреждения и ликвидации зон осложнений / О.Ю. Шарова, А.Ф. Галиев, А.В. Самсыкин, Р.А. Мулюков, Ф.А. Агзамов, А.В. Самсыкина // Территория Нефтегаз. - 2012. - №5. - С.34-37.

102. Хакен, Г. Синергетика. Иерархия неустойчивостей в самоорганизующихся системах и устройствах. - М.: Мир, 1985. - 419 с.

103. Хакен, Г. Синергетика. - М.: Мир, 1981. - 350 с.

104. Пригожин, И. Порядок из хаоса / И. Пригожин, И. Стенгерс. - М.: Прогресс, 1986. - 432 с.

105. Роговин, З.А. Химические превращения и модификация целлюлозы / З.А. Роговин, Л.С. Гальбрайх. - М.: Химия, 1979.

106. Шарова, О.Ю. Исследование эффектов синергетического взаимодействия композиций реагентов в глинистых буровых растворах / О.Ю. Шарова, В.Ю. Клеттер, А.В. Самсыкин, О.И. Валиева, Ф.А. Агзамов // Территория Нефтегаз. - 2012. - №10. - С. 16-19.

107. Галиаскарова, Г.Г. Закономерности деструкции хитозана под действием перекиси водорода и озона: дисс. канд. хим. наук / Галиаскарова Гульшат Газизьяновна. - Уфа, 1997. - 170 с.

108. Хохлов, А.Р. Восприимчивые гели / А.Р. Хохлов // Соросовский образовательный журнал.- 1998.- №11.- С.138

109. Куренков, В.Ф. Водорастворимые полимеры акриламида / В.Ф. Куренков // Соросовский образовательный журнал.- 1997.- №5.- С.48-53.

110. J. Li, G. Wilde, A. Crabtree. Do complex super-gel liquids perform better then simple linear liquids in hole cleaning with coiled tubing? Copyright 2005, Society of Petroleum Engineers. p.1-9.

111. R. Chandrasekaran, A. Radha. Molecular modeling of xanthan:galactomannan interactions. Carbohydrate Polymers 32, 1997. р. 201-208. Elsevier Science Ltd.

112. R. P. Millane & Bowei Wang. A Cellulose-Like Conformation Accessible to the Xanthan Backbone and Implications for Xanthan Synergism. Carbohydrate Polymers 13, 1990. p.57-68.

113. Валиева О.И. Исследование эффектов синергетического взаимодействия ксантановой и гуаровой смол в водных растворах / О.И. Валиева, О.Ю. Шарова, В.Ю. Клеттер, Р.А. Мулюков, И.М. Борисов // Вестник Башкирского университета. - 2013. - т.18. - №1, - С.52-55.

114. Клеттер, В.Ю. Эффекты взаимодействия биополимерных химических реагентов в составе промывочных жидкостей на водной основе / В.Ю. Клеттер, О.Ю. Шарова, Р.А. Мулюков // Повышение качества строительства скважин. II Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти Мавлютова М.Р. - Уфа, - 2010. - С.249-254.

115. ГОСТ 25796.0-83- ГОСТ 25796.5-83 Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. - М., 1983. -12 с.

116. Зайдель, А.Н. Элементарная оценка ошибок измерений / Зайдель, А.Н. - М.: Наука, 1968. - 124 с.

117. Математическая теория планирования эксперимента. / Под редакцией С.М. Ермакова. - М.: Наука, 1983. - 329 с.

118. Протодьяконов, М.М. Методика рационального планирования экспериментов / М.М. Протодьяконов, Р.И. Тедер. - М.: Наука, 1970. - 75 с.

119. Математическая теория планирования эксперимента. / Под редакцией С.М. Ермакова. - М.: Наука, 1983. - 329 с.

120. Санников, Р.Х. Планирование инженерного эксперимента / Р.Х. Санников // Учебное пособие, - Уфа, 2004. - 78 с.

121. Дейт, К.Дж. Введение в системы баз данных / пер. с англ. - 7-е изд. Киев: Диалектика, 2001. - 1072 с.

122. Коннолли, Т., Бегг К., Страчан К. Базы данных: проектирование, реализация и сопровождение. Теория и практика 2-е изд.: пер. с англ.: уч. пос. - М.: Издательский дом «Вильямс», 2003. - 1436 с.

123. Линд, Ю.Б. Компьютерное моделирование в прогнозировании осложнений и управление свойствами буровых растворов при бурении / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер, А.В. Самсыкин, Н.Ю. Кузнецова, О.Ю. Шарова // Сборник научных трудов ООО «БашНИПИнефть». - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 2011. - Вып. 122. - С.204-214.

124. Лушпеева, О.А. О природе синергетического эффекта в полимер-глинистых буровых растворах / О.А. Лушпеева, В.Н. Кошелев, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко //Нефтяное хозяйство. - 2001. - №3. - С.28-30.

125. Городнов, В.Д. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов / В.Д. Городнов, В.Н. Тесленко, И.М. Тимохин и др. - М.: Недра, -1975. - 271 с.

126. Использование пакета Statistica для статистической обработки опытных данных. Методические указания. // Сост.: С.В.Кабанов. сарат. гос. агр. ун-т. Саратов, 2000. - 47 с.

127. Бурунова, Е.Н. Определение оптимальных условий гидролиза отходов полиарилонитрильных волокон различного состава для их применения при химической обработке буровых растворов / Е.Н. Бурунова, С.Т. Борзова, Л.В. Дамирчиева //Разработка и применение прогрессивных систем буровых растворов.- 1988. Вып.3. - 107-126 с.

128. Берчелл, С. Взаимодействие смектит-полимер в водных системах //Clay Minerals.-1983.№18-Рр.373-397.

129. Горонович, С.Н. К вопросу биодеструкции коллоидополимерных буровых растворов, применяемых при вскрытии пробуктивных отложений на ОНГКМ / С.Н. Горонович, Д.А. Галян, А.Н. Олейников, Г.А. Чуприна // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - №6 - 15-17 с.

130. Разработка методов исследования и изоляции зон поглощений различной интенсивности: отчет о НИР. - Уфа: Изд-во БашНИПИнефть, 2009. - 188 с.

131. Мулюков, Р.А. Подбор реагентов в качестве комплекса кольматантов для предупреждения поглощений / Р.А. Мулюков, О.Ю. Шарова, А.В. Самсыкин, А.Ф. Галиев // Всероссийская с международным участием научно-практическая конференция «Практические аспекты нефтепромысловой химии. Газ. Нефть. Технологии-2011». - Уфа, 2011. - С.50.

132. Самсыкин, А.В. Комплексные мероприятия по профилактике и изоляции зон осложнений в процессе бурения скважин / А.В. Самсыкин, Ярмухаметов И.И., О.Ю. Шарова, А.В. Самсыкина, Н.А. Шамов // Инновационные решения в строительстве скважин: Всерос. научно-техн. конф., посвящ. 100-летию акад. Трофимука А.А. -Уфа, 2011. -С.76-80.

133. Безбородов, В.А. Сухие смеси в современном строительстве / В.А. Безбородов. - Новосибирск: 1998. - 92 с.

134. Савилова, Г.Н. Сухие смеси - новые возможности в строительстве / Г.Н. Савилова // Строительные материалы. 1999. № 2. - С. 20-22.

135. Козлов, В.В. Сухие строительные смеси / В.В. Козлов. - М.: Изд-во АСВ, 2000. - 96 с.

136. Денисов, Г.А. Отечественный минизавод сухих смесей для кладочных, штукатурных и отделочных работ / Г.А. Денисов // Строительные материалы, технологии, оборудование 21-го века. - 1999.- №6. - С.48-50.

137. Шарова, О.Ю. Совершенствование технологии и оборудования для приготовления и обработки буровых растворов / О.Ю. Шарова // Всероссийская с международным участием научно-практическая конференция «Практические аспекты нефтепромысловой химии. Газ. Нефть. Технологии-2011». - Уфа, 2011. - С.53-54.

Республика Башкортостан, Общество с ограниченной ответственностью «БашНИПИнефть» 450006, г. Уфа, ул. Ленина, д. 86/1 тел.[phone], факс[phone] ИНН 0278127289 КПП 027801001 ОГРН 1060278107780 E-mail: [e-mail]

Яуаплылыгы сиклвнгвн йэмгиате

450006, Эфе хала!1ы. Ленин ур„ 86/1

тел.»7 347 262-43-40. факс [phone]

ИНН 0278127289 КПП 027801001

ОГРН 1060278107780

E-mail: BashNIPIneft@>bashneft.ru

Башкортостан Респу6лика(1ы. «БашНИПИнефть»

БАШНЕФТЬ

БАШНИПИНЕФТЬ

В совет по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 222.018.01 при

На №

институте

«ТатНИПИнефть»

ОАО «Татнефть» им.В.Д.Шашина

Настоящим подтверждаем, что база данных по буровым растворам и осложнениям, промывочные жидкости на основе рецептур сухих комплексных смесей, разработанные в лаборатории буровых и тампонажных растворов ООО «БашНИПИнефть» на приборах, прошедших поверку при аккредитации по системе ИСО 9001, разработаны при непосредственном участии аспиранта кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Банниковой Олеси Юрьевны. Базы данных и рецептуры промывочных жидкостей используются при подготовке проектной документации на строительство скважин и разработки месторождений ОАО АНК «Башнефть».

ООО «БашНИПИнефть»

Генеральный директор

А.Р. Латыпов

Таблица 1 - Реестр составов глинистых буровых растворов, приготовленных на основе сухой смеси

Состава раствора Параметры раствора

-5 р, кг/м УВ, с ПФ, мл СНС, дПа К, мм рН ЭВ, мПа-с ДНС, дПа Ктр (20 мин)

10 с 10 мин

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

5% ПБМВ+3%№2га3 +1% ФИТО-РК+0,3%ПАЦ-С 1040 33 4-5 14,36 67,03 0,5 10,11 12 47,88 0,2035

5% ПБМВ+3%№2газ +1% ФИТО-РК+0,4%ПАЦ-С 1040 26 4-5 14,36 38,30 0,5 10,12 12 33,52 0,1763

5% ПБМВ+10% СаСО3+ 3%^2газ +1% ФИТО-РК +0,3%ПАЦ-С 1100 25 5,6 14,36 57,46 0,5 10,06 13 28,73 0,2773

5,5% ПБМВ+9% СаСО3+ 3%^2газ +1% ФИТО-РК +0,3%ПАЦ-С 1100 25 5,4 14,36 67,03 0,5 10,07 14 28,73 0,3591

6% ПБМВ+9,4% СаСО3+ 3%Na2COз +1% ФИТО-РК +0,3%ПАЦ-С 1100 25 4-5 19,15 81,40 0,5 9,98 14 28,73 0,2540

5% ПБМВ+ 3%Na2COз +1% ФИТО-РК+ 0,3%ПАЦ-С+0,2% ЛПЭ-32 1040 24 6,8 14,36 57,46 0,5 10,13 10 38,30 0,2867

0,05% Кварц + 0,2% ЛПЭ-32 +5% ПБМВ+ 3%Na2COз +1% ФИТО-РК+0,3%ПАЦ-С 1040 26 6,8 14,36 71,82 0,5 10,14 12 43,09 0,3057

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

10% СаСО3+ 0,2% ЛПЭ-32+

5,5% ПБМВ++ 3%Na2COз +1% 1100 28 5,8 14,36 76,61 0,5 10,08 13 57,46 0,3939

ФИТО-РК+0,3%ПАЦ-С

0,05% Кварц + 0,2% ФК-2000+10% СаСО3+5,5% ПБМВ + 1100 25 6,0 14,36 67,03 0,5 10,09 13 33,52 0,3839

3%Na2COз +1% ФИТО-РК

+0,3%ПАЦ-С

0,05% Кварц + 0,2% ФК-2000

+0,1% Сонцид-8104+10% СаСО3 +5,5% ПБМВ+ 3%№2газ +1% 1100 24 6,0 9,58 47,88 0,5 10,13 13 19,15 0,3010

ФИТО-РК +0,3%ПАЦ-С

18,3% СаСО3+ 0,1% ЛПЭ-32+6%

ПБМВ+ 3%Na2COз +1% ФИТО- 1130 30 5,8 23,94 90,97 0,5 9,99 16 47,88 0,1944

РК+0,3%ПАЦ-С

5% ПБМВ+3%Na2COз +1% 1,04 17 9,4 9,58 33,52 0,5 8,00 5 0 0,2035

ФХЛС+0,3%ПАЦ-С

15%ТГП+(3%Na2COз+0,3% Праестол-2540 +0,2% Celpol RX)* +0,3% кремнезем +3,5% 1110 28 4,7 16,8 24 0,5- 9,23 10 43,1 -

мраморная мука

6,5%ВГП+(3%№2га3 +0,2% Праестол-2540 +0,4% Celpol RX)* +1,5%Flonat Fine+4% 1110 28 6,1 21,6 31,1 0,5 9,58 9 92,7 -

мраморная мука

Таблица 2 - Реестр составов безглинистых полимерных буровых растворов, приготовленных на основе сухой смеси

№ п/п Состава раствора Параметры раствора

кг/м3 УВ, с ПФ, мл СНС ЭВ, мПа-с ДНС, дПа Ктр (20 мин) рН ВНСС с-1 КП, с-1

10 с 10 мин

4 2,7% Xantan Gum+1,15 % Гуамин HV+1,5 % ФИТО-РК+ 3%KCl+1% Микан-40+ (0,1% Дарсан +0,025%NaOH)**+15% мраморная мука+ 0,12%кремнезем 1110 37 4,3 43,1 57,5 14 95,8 0,1640 8,76 23869 684

4 3,9% Xantan Gum + 1,3% Гуамин HV +2% ФИТО-РК+ 0,5%KCl+ 0,05% Лаурилсульфат №+ (0,1%Дарсан+0,025NaOH)** 940 64 4,6 62,2 76,6 16 148,5 0,2036 8,85 48000 928

5 3% СаСО3+0,01% Сонцид-8104+ 3% KCl+ 1,5% ФИТО-РК+0,5 % Гаммаксан+1% ФХЛС 1050 31 3-4 33,5 38,3 12 81,4 0,1629 7,28 24299 678,58

7 3% СаСО3+ 0,01% Сонцид-8104+ 3% KCl+ 1,5% ФИТО-РК+0,5 % Гаммаксан+1% КССБ 0,96 43 3-4 33,5 38,3 14 105,3 0,4824 7,57 41589 752,71

9 3% СаСО3+ 0,01% Сонцид-8104+ 3% Ка+ 1,5% ФИТО-РК+0,5 % Гаммаксан+0,2% ФХЛС+0,1% гумат калия 0,99 37 3-4 33,5 43,0 14 90,9 0,4824 7,61 35499 650,07

* - концентрация глинопорошка указана в г/1000 мл воды, а остальных компонентов - в масс. % к глинопорошку.

** - предварительно обрабатывается вода

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер НЭГБ ООО «Башнефть-Бурение» И.С. Танеев 201 г.

АКТ

о применении сухих кольматирующих смесей для предупреждения осложнений в процессе бурения скважин па месторождениях РБ

Мы, нижеподписавшиеся, начальник технологического отдела -главный технолог ООО «Башнефть-Бурение» Байтимеров И.Г. с одной стороны, и главный специалист отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть» Мулюков P.A., ведущий инженер отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть» Самсыкин A.B., ведущий инженер отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть» Шарова О.Ю. с другой стороны, составили акт о нижеследующем:

При бурении скв.1710 Волковского месторождения под эксплуатационную колонну в интервале мячковского горизонта на глубине 1057 м открылось поглощение бурового раствора интенсивностью 3-5 м3/ч. Для ликвидации поглощения применена намывом комплексная сухая смесь кольматантов (смесь гидрофобизирующей суспензии и мелового наполнителя), выбранная с помощью специально разработанной методики подбора наполнителей и их комплексов. После возобновления бурения циркуляция полностью восстановилась, скважина добурена до проектной глубины и обсажена без повторных признаков поглощения.

Материалы анализа проведенных работ прилагаются.

При бурении скв.88 Каюмовского месторождения под эксплуатационную колонну в отложениях сакмаро-артинского яруса и верхнего карбона по опыту бурения предыдущих скважин ожидались поглощения интенсивностью до 10 м3/ч.

Для предупреждения данного осложнения в промывочную жидкость на основе технической воды введена комплексная сухая смесь кольматантов (куганакский глинопорошок, полимер «Sanyo» и У КМ), выбранная с помощью специально разработанной методики подбора наполнителей и их комплексов. В процессе бурения поглощений не выявлено, скважина добурена до проектной глубины и обсажена.

Материалы анализа проведенных работ прилагаются.

При бурении скв. 131 Татышлинского месторождения под эксплуатационную колонну ожидались следующие виды осложнений: осыпи и обвалы (верейский горизонт), нефтегазопроявления с содержанием

сероводорода (верейский горизонт, содержание Н28 2,08%, башкирский ярус, содержание ЬЬ8 0,62%).

Для предупреждения данных видов осложнений и качественного бурения на основе сухой смеси, специально подобранной под данные условия бурения, приготовлен безглинистый полимер-солевой раствор со следующими показателями: плотность 1,15±0,02 г/см3, вязкость 28-32 с, показатель фильтрации 4-5 см3/ЗОмин. Скважина на данном растворе добурена до проектной глубины и обсажена без признаков осложнений.

Материалы анализа проведенных работ прилагаются.

1. Применение сухих кольматирующих смесей, подобранных с помощью специально разработанной методики, позволило избежать ряда осложнений в процессе бурения скважин.

2. Отсутствие ожидаемых осложнений в процессе бурения позволяет рекомендовать разработанную методику подбора сухих кольматирующих смесей к дальнейшему применению в структуре бурения ОАО АПК «Башнефть».

3. Использование в процессе бурения ожидаемых зон осложнений бурового раствора, приготовленного на основе сухой смеси, привело к снижению до минимума риска их активации, что позволяет рекомендовать в и дальнейшем применение буровых растворов, приготовленных подобным способом.

Начальник

технологического отдела -главный технолог

Выводы и рекомендации

ООО «Башнефть-Бурение»

И.Г. Байгимеров

Главный специалист отдела строительства скважин

ООО «БашНИПИнефть»

Р.А. Мулюков

Ведущий инженер

отдела строительства скважин

ООО «БашНИ! 1Инефть»

А.В. Самсыкин

Ведущий инженер

отдела строительства скважин

ООО «БашНИПИнефть»

О.Ю. Шарова

Анализ данных по кавернометрии на скважинах Волковского месторождения

Республика Башкортостан Общество с ограниченной ответственностью « Башнефгь-Бурение»

тел »7 347 262-47 02 факс »7 347 262-47-60 ИНН 0272016783. ОКПО 8H10427S e-mail Dnb-p<iem@bashnefl ru

Republic ol Bashkortostan

Limited Liability Company Bashneft-Drilllng

62. Cheboksarskaya St Ufa Republic ol Bashkortostan.

Russian Federation 450095

phone [phone]. (ax [phone]

INN 0272016783 OKPO code 88104279

a-mail bnb-pnem@bashnett ru

БАШНЕФТЬ

БУРЕНИЕ

28.09.2012г_ № 051-53/136

В совет по защите докторских и кандидатских диссертаций Д

На №

от

212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Настоящим подтверждаем, что методика подбора сухих кольматирующих смесей комплексного принципа действия, разработанная в диссертационной работе Шаровой Олеси Юрьевны, прошла успешную апробацию; подобранные с помощью данной методики комплексы кольматирующих смесей были включены в программу профилактических мероприятий зон осложнений, и их применение способствовало предупреждению различных видов осложнений в процессе бурения ряда скважин (скв.1710 Волковского, скв.131 Татышлинского и скв.88 Каюмовского месторождений, соответствующие акты работ прилагаются).

Технико-технологическое сопровождение проводки указанных скважин проводилось совместными силами специалистов ООО «Башнефть-Бурение» и ООО «БашНИПИнефть».

Главный инженер

Нефтекамской ЭГБ ООО «Башнефть-Бурен

СОГЛАСОВАНО

Зам.генерального директора по геологии и разработке - гл.геолог ОАО АНК «Башнефть»

A.M. Комаров

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель генерального директора- Главней инженер ОАО АНК «Башр^фть»

и

В.Н. Князев

ПРОГРАММА

по предупреждению осложнений посредством применения сухих кольматирующих смесей в составе буровою раствора на скважине 1710 Волковского месторождения

1. Цель работ

Снижение влияния технологических, технических и геологических факторов, формирующих в процессе бурения условия инициирования поглощении различной интенсивности.

2. Объем работ

Опытно-промысловые испытания проводятся при бурении скважины 1710 Волковского месторождения в интервалах сакмарско-ассельского, башкирского, серпуховского, турнейского ярусов, представленных пористо-кавернозными карбонатами.

3. Порядок проведении изоляционных работ

Работы на скважине 1710 Волковского месторождения в интервалах сакмарско-ассельского, башкирского, серпуховского, турнейского ярусов проводятся на объекте испытаний совместными силами специалистов филиала ООО «Башнефть-Бурение» «Уфимское УБР» и отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть» по следующей технологии.

При выборе технологии предупреждения и изоляции зон поглощений различной интенсивности проводится анализ литологических и гидрогеологических особенностей Волковской площади (таблица 1).

По результатам данного анализа разработаны мероприятия по предупреждению зон поглощений различной интенсивности с применением сухой кольматирующей смеси, содержащей модифицированный дисперсный кремнезем (МДК «Кварц») и меловой кольматант.

Порядок приготовления гидрофобной суспензии (МДК «Кварц», мел, нефть) и ввода его в раствор:

Необходимо произвести загрузку цементовоза №1 регентами МДК «Кварц» в концентрации 0,05% (0,5 кг на 1 м промывочной жидкости) и мела в концентрации 3% от общего объема бурового раствора. Загрузка осуществляется путем засасывания цементовозом №1 реагентов из специального контейнера. После загрузки цементовоз №1 обвязывается с цементовозом №2, создавая круговую циркуляцию для тщательного перемешивания сухой смеси МДК «Кварц» и мела. Перемешивание производить в течение 1 часа

Агрегат ЦА-320 подвязывается к автоцистерне (нефтевоз) и перекачивает нефть в осреднительную емкость. Количество вводимой нефти в раствор составляет 5% от общего объема приготовленного раствора.

С одновременной перекачкой нефти агрегатом ЦА-320 в осреднительную емкость посредством цементовоза №1 вводится подготовленная смесь МДК «Кварц» и мела.

Для получения однородной смеси МДК «Кварц» с нефтью перемешивание в осреднительной емкости рекомендуется осуществлять в течение 1-2 часа.

Степень готовности гидрофобной суспензии определяется визуально и подтверждается отсутствием МДК «Кварц» на поверхности полученной смеси, однородности ее цвета и отсутствия фазовых границ.

После чего агрегатом ЦА-320 из осреднительной емкости производиться перекачка приготовленной гидрофобной суспензии в систему промывки во время бурения (промывки) до полной обработки всего объема промывочной жидкости.

Ввод гидрофобной суспензии в промывочную жидкость осуществляется за 50 м до ожидаемого интервала осложнения.

При поглощении бурового раствора проработку с одновременной обработкой стенок в интервалах поглощения вести до полного восстановления циркуляции.

В процессе бурения оценивается эффективность кольматации на основании станции контроля параметров бурения. При низкой эффективности кольматации или невозможности ликвидации осложнений с использованием данной технологии, дальнейшие работы вести по согласованному и утвержденному плану работ.

4. Техническое оснащение работ

Техническое оснащение изоляционных работ осуществляется силами специалистов филиала ООО «Башнефть-Геострой» «Уфимское управление буровых работ» (отв. Байтимеров И.Г.).

5. Контроль за проведением опытно-промысловых работ

Для технологического контроля за проведением опытно-промысловых работ создается комиссия в составе:

Байтимерова И.Г. - главного технолога филиала ООО «Башнефть-Бурение» «Уфимское управление буровых работ»,

Мулкжова P.A. - председателя комиссии, главного специалиста отдела строительства скважин ООО «БашНИГШнефть»

Самсыкина A.B. - ведущего инженера отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть»,

Шаровой О.Ю. - ведущего инженера отдела строительства скважин ООО «БашНИПИнефть».

6. Подведение итогов опытно-промысловых работ

6.1. Акт о результатах опытно-промысловых работ с применением сухой кольматирующей смеси в зоне возможных осложнений составляется в течение месяца со дня окончания испытаний.

От филиала ООО «Баншсф| ь-Бурснпс» «Уфимское управление буровых работ»

Главный технолог

От ООО «БашНИПИнефть»

Главный специалист отдела строительства скважин

Ведущий инженер

отдела строительства скважин

Ведущий инженер

отдела строительства скважин

И.Г. Байтимеров

P.A. Мулюков

A.B. Самсыкин

О.Ю. Шарова

ПРИЛОЖЕНИЕ Е Инструкция пользователя БД Drilling

Запуск программы. Для запуска программы (после ее установки) необходимо дважды щелкнуть левой кнопкой мыши на иконке «Drilling.exe» на Рабочем столе (рисунок 1).

Рисунок 1 - Иконка для приложения Drilling.exe

Появится диалоговое окно, информирующее о том, что началась загрузка данных из базы (рисунок 2).

Пожалуйста, подождите...

Выполняется загрузка данным по скважинам.

Рисунок 2 - Окно, информирующее о загрузке данных

Загрузка данных из-за большого объема информации в зависимости от конфигурации компьютера может занять от одной до нескольких минут. После того как все данные будут загружены, появится окно программы (рисунок 3), и можно приступать к работе.

7! Буро вые растворы и осложнения на месторождениях ОАО АНК "Башнефть" НЕЕ

Ц Выход О программе

; Буровые растворы || Осложнения! Справочники || Стратиграфия |

Таблица растворов | Поиск |

Зона i_Месторождение л 1_П лошадь 1_Скважина

Дата УБР Номер проекта Конструкция скважины Интервал (( Интер

Ш Зона: Башкирский свод

Ш Зона: Бельская депрессия

© Зона: Бирская седловина

© Зона: Благовещенская впад.

© Зона: Бымско-Кунгурская в

Е1 Зона : Верхне-Камская впад

© Зона: Мраковская депрессия

© Зона: Салмышская впадина

© Зона: Шикано-Ишимб. сед л.

© Зона: Южно-Татарский свод

© Зона: Юрюзано-Сылв. депр.

Ш135465 записей

I < -Ш|-( >

Рисунок 3 - Основное окно программы Drilling

Работа с базой данных по буровым растворам. Таблица и поиск буровых растворов расположены на первой вкладке окна программы. При запуске программы эта вкладка является активной по умолчанию. Во время работы с программой для перехода к этой вкладке необходимо нажать левой кнопкой мыши на ее ярлыке (рисунок 4).

Буровые растворы и осложнения на месторождениях ОАО АНК "Башнефть"

и Выко а □ программе

[Буровые растворы ]| Осложнения || Справочники Стратиграфия

Таблице р^^ров Поиск |

¿3» Л

Зона Л |Р 1_Месторождение 1_Площадь ■_Скважина

Дата УБР Номер проекта Конструкция скважины Интервал (с Инте[ 1

± Зона Башкирский свод

+ Зона Вельская депрессия

+ Зона Бирская седловина

+ Зона Благовещенская впад.

+ Зона Бымско-Кунгурская в.

± Зона Веркне-Камская впад.

± Зона М раковская депрессия

+ Зона Салмышская впадина

± Зона Шихано-Ишимб. седл.

± Зона Южно-Татарский свод

+ Зона Юрюзано-Сылв. депр.

135465 записей

1--"" — ■»-^

Рисунок 4 - Таблица буровых растворов

В левом нижнем углу окна сообщается количество записей в таблице (рисунок 5) (аналогично для всех таблиц базы данных).

Рисунок 5 - Количество записей в таблице

197

Программой для уровня доступа «Пользователь БД» предусмотрена возможность чтения существующих записей, а также алфавитная сортировка и группировка записей по любому желаемому полю.

Изначально таблица буровых растворов автоматически сгруппирована по иерархии «Зона ^ Месторождение ^ Площадь ^ Скважина» (рисунок 6). В БД Drilling справочник «Зона» - это перечень геологических образований РБ.

Для просмотра записей, относящихся к определенному геологическому образованию, нужно щелкнуть левой кнопкой мыши на значке «+» около выбранной зоны (рисунок 7) (аналогично для месторождений, площадей и скважин). Значок поменяется на «-», и появятся записи, соответствующие данному полю.

Рисунок 6 - Группировка таблицы буровых растворов

Рисунок 7 - Раскрытие списка месторождений для Бельской

депрессии

Автоматическую группировку можно отменить «перетаскиванием» (т.е. нажатием левой кнопкой мыши и сдвигом с удержанием кнопки нажатой) соответствующего поля на шапку таблицы, нажав и удерживая левую кнопку мыши (рисунок 8).

Рисунок 8 - Снятие группировки по полю «Скважина»

Для чтения записи необходимо раскрыть все сгруппированные поля, соответствующие этой записи (Зона ^ Месторождение ^ Площадь ^ Скважина) (рисунок 9).

"Л Буро вые растворы и осложнения на месторождениях ОАО АНК "Башнефть" 0@®

| ¡а выход V □ программе \

I Буровые растворы | Осложнения || Справочники || Стратиграфия |

Таблица р эстворов | Поиск

1_Месторождение

1_Скважина

1 Дата Конструкция скважины Интервал^ ИкгерЕ:ал и Тип раствора Плстн.(от) ПлстнЛдо) УБ-

1 - Зона : Вельская депрессия

0 Месторождение: Архангельское

0 Площадь : Архангельская

Ш Скважина : 1ОАРХ

© Скважина: 11АРХ

Ш Скважина : 13АРХ

Н Скважина : 14АРХ