Буровые растворы на углеродной основе

1.

Материалы, рецептуры, технология приготовления и
применения
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА
УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

2.

ДОСТОИНСТВА РАСТВОРОВ НА
УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Высокая термостойкость
Минимальное разупрочняющее действие на горные породы
Высокая устойчивость к агрессивному воздействию
солей,H2S, СО2
Возможность поддержание плотности в пределах не
доступных для водных систем
Высокое качество вскрытия продуктивных пластов
Хорошие смазочные и антикоррозионные свойства
Отсутствие ограничений по временной устойчивости и
возможность многократного использования

3.

КЛАССИФИКАЦИЯ РУО
РУО
Безводные
Загущенные
нефти
Загущенные
углеводороды
Эмульсионные
Известковобитумные
растворы
С конденсированной
твердой фазой
С органоглиной
Без твердой
фазы

4.

СОСТАВ РУО
РУО
Дисперсионная
среда
Водная фаза
Дисперсная
фаза
Структурообразователи
Тонкодисперсные
наполнители и
утяжелители
Поверхностноактивные
вещества
Эмульгаторы
Гидрофобизаторы

5.

ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕКОТОРЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ
ОБРАЗЦОВ МИНЕРАЛЬНЫХ МАСЕЛ
№
Наименование среды
Групповой состав, %
парафиновые
нафтеновые
ароматические
1.
Дизельное топливо
65,0
15,0
20,0
2.
KL-55
53,9
42,2
3,9
3.
Nyprint -130
40,0
54,0
6,0
4.
TSD 2832 - Mentor - 28
79,4
15,3
5,3
5.
Модифицированное Clairsol M - 350
57,0
40,0
3,0

6.

ЗАГУСТИТЕЛИ RHEOX ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
ПРОДУКТ
150
155
160
SD1
SD3
38
128
34
ДИЗЕЛЬНОЕ МАСЛО
▀
▀
▀
▀
▀
▀
▀
МИНЕРАЛЬНОЕ МАСЛО
▀
▀
▀
▀
▀
▀
▀
СИНТЕТИЧЕСКИЕ И
РАСТИТЕЛЬНЫЕ МАСЛА
▀
▀
▀
▀
ДИСПЕРСНОСТЬ
при температуре окр. среды
лег
лег
хор
отл
отл
хор
лег
при низкой температуре
▀
ЭФФЕКТИВНОСТЬ
динамическое сопротивление сдвигу
оч.
выс
▀
оч.
выс
хор
оч.
выс
стабильность при высокой
температуре
910
920
▀
▀
▀
хор
хор
▀
выс
выс
▀
▀
лег
▀
выс
хор
хор
выс
СОСТАВ
глинистая основа
бен
бен
бен
бен
гек
гек
бен
бен
бен
бен
ОБРАБОТКА
жид
жид
жид
жид
жид
жид
жид
жид
сух
сух

7.

Активность водных растворов неорганических солей
Концентрация CaCl2, %
0
Активность водной фазы
1.00
Тип соли
10
15
0.94 0.90
20
25
30
35
40
0.83
0.74
0.63
0.52
0.39
Активность
насыщенного
водного раствора
(NH4)2SО4
0.800
NaCI
0.750
Са(NО3)2
0.505
MgCl2 6H2O
0.330
CaCI2
0.295
ZnCl2
0.100

8.

Истинная
плотность*
Насыпная
плотност
ь
Тип
продук
та
Плотн.
г\см3
Диап.
г\см3
г\см3
К25
0.25
0.230.27
0.13-0.18
0.340.40
0.19-0.27
К37
0.37
Информация об
изостатическом
давлении
бар
МРа
psi
%
выдержвших**
Мин
тип
52
5.2
750
80
Флотация,
% от объема,
типовой рез-т
96
90
210
21
3000
94
80
90
К46
S22
S32
S38
S38HS
S60/10
000
0.46
0.22
0.32
0.38
0.38
0.60
0.430.49
0.28-0.32
0.190.25
0.09-0.17
0.290.35
0.16-0.24
0.350.41
0.19-0.28
0.350.41
0.19-0.28
0.570.63
0.31-0.43
420
42
6000
80
92
90
28
2.8
400
80
96
90
140
14
2000
80
94
90
280
28
4000
80
94
90
385
38.5
5500
80
94
90
690**
*
69
1000
0
N/A
N/A
92

9.

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ НА
ВЯЗКОСТЬ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА

10.

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Ньютоновская модель
Вязкопластичная модель
Шведова-Бингама
Псевдопластичная модель
Освальда-де Вааля
Модель Гершеля-Балкли
Модель Кессона-Шульмана

11.

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ РУО-ИЭР И УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФАЗЫ С БШ,
ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДОЙ НА СКВАЖИНЕ №1 ЗАПАДНОБЕЛОКАМЕННАЯ
1) Расчет потерь РУО-ИЭР, при работе одних вибросит (ВС)
(при наличии мелких сеток 0.2х0.2)
Проба от 09.12.06 г.
Проба
Потери
У/Ф
%
Реторта
В/Ф,
%
Т/Ф,
%
м3/м3
т/м3
т/т
м3/т
РУО-ИЭР с БШ
0,57
0,71
0,40
0,33
РУО-ИЭР на породу
1,35
1,66
0,68
0,55
РУО-ИЭР
r , г/см3
1,23
54,0
32,0
14,0
Углеводородной фазы с БШ
0,31
0,26
0,15
0,18
Шлам с ВС
r , г/см3
1,75
31,0
24,0
45,0
Углеводородной фазы на
породу
0,73
0,61
0,25
0,30
м3/м3
т/м3
т/т
м3/т
РУО-ИЭР с БШ
0,46
0,57
0,31
0,25
РУО-ИЭР на породу
0,86
1,06
0,44
0,36
Углеводородной фазы с БШ
0,25
0,19
0,10
0,14
Углеводородной фазы на
породу
0,47
0,35
0,15
0,20
м3/м3
т/м3
т/т
м3/т
РУО-ИЭР с БШ
0,41
0,50
0,26
0,21
РУО-ИЭР на породу
0,69
0,85
0,35
0,29
Углеводородной фазы с БШ
0,22
0,18
0,09
0,11
Углеводородной фазы на п-ду
0,37
0,30
0,13
0,16
2) Расчет потерь РУО-ИЭР, при работе вибросит + пескоотделителя (ПО)
Проба от 09.12.06 г.
Проба
Шлам с ВС
Потери
У/Ф
%
Реторта
r , г/см3
1,85
25,0
В/Ф,
%
25,0
Т/Ф,
%
50,0
3) Расчет потерь РУО-ИЭР, при работе центрифуги (ЦФ)
Проба от 09.12.06 г.
Проба
Шлам с ЦФ
Реторта
r , г/см3
1,92
У/Ф
%
В/Ф,
%
Т/Ф,
%
22,0
18,0
60,0
Потери

12.

СОСТАВ РНО НА ОСНОВЕ НЕФТИ
Наименование материала
Промысловая нефть
Содержание в растворе
70 – 95
Омыляемый компонент (кубовые СЖК, гудроны
растительных масел и животных жиров,
окисленный петролатум, таловое масло и т.д.)
2–5
Омыляющий компонент (каустическая сода,
известь, гидроокиси железа, алюминия)
2–5
Вода (пресная или минерализованная)
3 – 20
Утяжелитель (мел, мраморная крошка)
до 1,2 г/см3

13.

МАССОВЫЙ СОСТАВ ИБР, КГ НА 1 М3
Исходный
компонент
Плотность ИБР, г/см3
1,2
1,5
1,8
2,0
2,2
Дизтопливо
563
512
461
427
393
Битум
155
125
95
75
55
Известь (СаО)
310
250
190
150
110
Вода*
60
48
36
28
20
Сульфонол
12
15
18
20
22
Барит
100
550
1000
1300
1600

14.

КАЧЕСТВЕННЫЙ СОСТАВ РАЗЛИЧНЫХ
МОДИФИКАЦИЙ ИБР
Наименование
компонента
Тип ИБР
ИБР (ИБР-1)
ИБР-2
ИБР-4
ИБР-250
Дизельное топливо
+
+
+
+
Высокоокисленный битум
+
+
+
+
Окись кальция
+
+
+
+
Бентонит
—
+
+
—
Олеофильная глина
—
—
—
+
Сульфонол НП-З
+
+
—
—
Окисленный петралатум
—
+
+
+
Реозолины (эмультал)
—
+
+
+
АБС-Са
—
—
+
+
Ингибитор коррозии
—
—
+
—
Нейтрализатор сероводорода
—
+
+
—
Баритовый утяжелитель
+
+
+
+

15.

ПОКАЗАТЕЛИ СВОЙСТВ ИБР
Наименование показателя
Плотность
Условная вязкость при 46°С (при
истечении 100 см3 раствора из
залитых 200 см3)
Статическое напряжение
сдвига при 46°С
через 1 мин покоя
через 10 мин покоя
Единица
измере
ния
Пределы изменения для ИБР различной
плотности
1
2
г/см3
1,1=1,5
1,5-1,9
1,9=2,0
с
15 -25
16-30
18-40
ДПа
6-20
12-40
3
24-40
40-90
30-50
60-120
Пластическая вязкость при 46°С
мПа*с
50-70
60-80
70-90
Динамическое напряжение сдвига
при 46°С
дПа
30-60
50-100
70-110
см3/30 мин
0,5-1,5
0,5-1,5
0,5-2,0
%
до 20
до 20
до 20
Фильтрация
Содержание водной фазы
Примечание. Приборы и методика контроля параметров - в соответствии с РД 39—2-645-81

16.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ИБР
№№
пп
Операции
Время ввода
компонентов,
мин.
Время
дополнительн
ого
перемешиван
и, мин.
Прокачка
через
диспергат
ор, цикл
Приготовление ИБК
1
Диз.топливо+битум
60
60
-
2
(1)+ вода
10
10
-
3
(2) + известь
60
60
-
4
(3)
-
-
2
Приготовление неутяжеленного ИБР-2
5
ИБК+ диз.топливо
10
10
-
6
(5)+ бентонит
30
60
-
7
(6) + ПАВ
15
60
2
Утяжеление ИБР-2
8
(7) + диз.топливо
10
10
-
9
(8) + ПАВ
15
60
-
10
(9) + ЖС-7 + барит
120
60
-
11
(10)
-
-

17.

Отечественные рецептуры ЭРУО
Разработчик
рецептуры
НПО
«Буровая
техника»
Наименование ВИЭ
раствора
Р
Сахалин УкрГИПРО Сред
Перм
РГУ,
НИПИНИИАзНИИ НИПИ Укрнефть
нефть
газ
нефть НИГРИ
РГУ,
Баш Сиб
ЦНИЛ ПО
НПО
НИПИ НИИ «Укрнефть»
«БуроТатНП
вая
НИПИ
техника»
Эмульже нефть
ГЭР ИЭР TCOO ОЭР
л
ЭК
НПО
«Бурение»
ТИЭР
ИЭР
БИЭ
Р
гэр
ГЭР
ИЭР
ГЭР
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Плотность,
г/см3
1,2
1,65
1,2
1,15
1,2
1,16
1,08
1,25
1,15
1,15
1,4
1,24
1,02
1,1
1,85
Температура,
°С
80
140
50
80
70
40
30
80
70
40
145
90
80
40
176
Эмультал
Украмин
Амид. эм-р на
хлоп. гудроне
1,5
3
3,5
4
4
15
2,5
№ рецептуры
Укринол-1
КОСЖК
СМАД-1
Гудрон
Госсиполовая
смола
Бентонит
Окись
кальция
Каустик
Мел
Вспом.
материалы
ЭРНО Эмульсин
3
4
5
0,5
5
5
3
4
1,5
4
3
0,5
2
3
0,5
5
3
3
2
0.5
0,5
0,1
0,9
8
0,25
8
0,25
4
6
АБДМ Сернохлорид кислый
алюмин
1,0
ий
3,5
Пеназол
ин
017-020
0,25
Соли
железа
2,5
ГКЖ Битум Битум Дисоль
2.0
2
2
ван
АБДМ
O.I
Хлорид
0.4
4
4
ТЖК
0.5

18.

СОСТАВ* РАСТВОРОВ «ЭМУЛЬТОН»,«ЭМУЛЬГАР»
Углеводородная среда, л
300-900
Органофильный бентонит, кг
10-50
Эмульгатор, л
15-25
Окись** (гидроокись) кальция, кг
25-30
Гидрофобизатор, л
5,0-10,0
Водный раствор СаСl2 или NaCl
650-100
Утяжелитель (мел,
крошка), кг
барит,
мраморная
По необходимости
*- Состав растворов варьируется в зависимости от требуемой плотности
** - Окись (гидроокись) кальция является составной частью эмульгатора раствора
«Эмульгар»

19.

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА РАСТВОРА
«ЭМУЛЬГАР» ПРИ ТЕМПЕРАТУРАХ 50 – 200 0С
Показатели
50 °С
100°C
200оC
150°C
Harp.
Охл.
Harp.
Охл.
Harp.
Охл.
Harp.
100, мПа*с
205
205
63
63
25
25
23
, мПа*с
63
63
27
27
17
17
15
К, Па сn
0,85
0,85
0,2
0,2
0,07
0,07
0,06
n,
0,7
0,7
0,77
0,77
0,8
0,8
0,78
СНС1, дПа
170
140
72
58
32
24
65
CHC10, дПа
270
215
96
80
38
30
96

20.

Показатели свойств «Эмультон» и «Эмульгар»
Показатели свойств
ределы изменений
Приборы
Плотность, г/см3
0,86-2,10
ВРП-1
(неутяжеленный)
0,86-1,08
Вязкость условная при истечении 100 см3 из 200
см3 при 46°С, с
15-50
ВБР-1
Вязкость пластическая при 46 оС, мПас
12-50
BCH-3,ФАН-35
Динамическое напряжение сдвига при 46°С, дПа
30-200
-
через 1 мин.
12-60
BCH-3
через 10 мин.
15-70
Электростабильность, В, не ниже
250
ИГЭР-1
0,5-2,5
ВМ-6
Соотношение фаз (У/В)
95/5-30/70
ТФН, Реторта
Коэффициент трения по АНИ
0,035-0,075
EP/Lubricity
Tester
Статическое напряжение сдвига, дПа
Показатель фильтрации 20°С, см3/30 мин.

21.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ЭРУО
№№
пп
Операция
1
Дизельное топливо+
органобентонит
2
(1)
3
(2) + водная фаза
4
(3)
+
эмульгатор
(СаО)
дизтопливо+гидро
фобизатор
+утяжелитель
Время
перемешива
ния
гидромонит
орами, мин.
Прокачка через
диспергатор,
цикл
Перепад
давления,
МПа
30-60
2
3,0-5,0
30
-
-
60
2
4,0-6,0
60-120
-
-

22.

Значения показателей свойств эмульсий
Наименование
раствора
Эмультон
Эмульгар
ЭРУО-1
(Зарубежный
образец)
УВ, с
r,
CHC, дПа
, мПас
г/см3
о, дЛа 1 мин.
Ф, см,3
10 мин.
Э, В
, %
130
30 мин. API
1668
I
0,86
12
13
62
29
29
3,2
4,0
II
0,86
48
27
153
67
72
6,0
6,8 1455
I
0,88
55
24
125
173
230
2,5
3,4
182
0
II
0,88
31
24
85
120
163
6,4
6,8
185
4
I
II
I
0,89
31
23
82
182
0,89
15
17
24
38
187
70
4,2
6,0 1517
16,8
-
15,6 1023
- 955
ЭРУО-2
0,94
15
43
11
34
38
(Зарубежный
I – до термостатирования
II
не соответствует техническим требованиям
образец)
ll – после термостатирования
0,7
2
0,8
6
0,4
3

23.

ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ ЭРУО «ЭМУЛЬТОН» С РАЗЛИЧНЫМ
СООТНОШЕНИЕМ ФАЗ «УГЛЕВОДОРОД-ВОДА»
Наименование
показателя
Соотношение фаз Углеводород-Вода
30:70
60:40
80:20
90:10
95:5
ρ, г/см3
0,96
0,91
0,88
0,85
0,85
ηпл, мПа∙с
100
15
12
12
10
τо, дПа
240
78
72
48
30
60/66
26/86
28/32
21/23
13/16
400
736
1113
>2000
>2000
СНС1/10, дПа
Э, В
Автоклавирование 150оС 6 часов
ηпл, мПа∙с
95
16
18
16
10
τо, дПа
249
87
87
90
48
57/63
30/30
34/34
35/35
19/21
464
930
1123
>2000
>2000
СНС1/10, дПа
Э, В

24.

Содержание
микросфер,
% (вес)
10
20
30
Температура
замера
параметров
Показатели свойств
r, г/см3
пл, мПа с
О, дПа
CHC1/10, ДПа
Э, В
18
46
18
46
18
46
18
46
0,92
20
51
0,91
10
48
0,82
35
78
0,81
15
72
0,74
79
87
0,73
34
87
0,67
Не изм.
He изм.
0,66
73
183
Эмульгирование 9000 об/мин, 0,5 часа
10/10
10/10
10/11
10/11
18/18
16/16
24/30
21/27
230
196
252
230
306
259
360
340
18
46
0,67
He изм.
He изм.
0,66
67
261
Воздействие давлением 8,0 МПа
45/48
32/32
670
563
11/13
7/8
660
625
18
46
0,7
0,69
81
27
126
93

25.

Влияние микросфер «Скотчлайт" на плотность буровых растворов
1,2
Границы оптимальных
свойств растворов на
водной и неводной основе
Плотность раствора, г/куб.см
1,1
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0
ЭРУО
20
40
60
80
100
120
Содержание микросфер,%
140
160
буровой раствор на водной основе
180

26.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ ЭРУО
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Наименование показателей
Термостойкость, 0С
Плотность, г/см3 минимальная
-максимальная
ВИЭР
Эмульсин
75
150
150
0,96
1,25
0,96
1,40
0,86
2,00
Вязкость (условная, пластическая)
Фиксированная высокая
Статическое (динамическое) напряжение сдвига
Фиксированное низкое
Эмультон
Эмульгар
200
0,87
2,25
Не
фиксированные
в
соответствии с техническими
требованиями
При t 500С структур нет
Электростабильность, В
150-250
150-250
500-2000
2,5-5,0
1,5-3,0
1,5-3,0
эмульсия
диз.топ+ вод
диз.топливо
диз.топливо
диз.топливо
Следы эм.
Псевдопластичность
_
_
++
Качество вскрытия
_
+
++
++
Устойчивость к загрязнению водой, породой, цементом
_
+
++
++
Устойчивость к воздействию сероводорода
_
+
+
++
Седиментационная устойчивость
_
_
++
++
высокая
высокая
-
-
++
0,5
0,5
0,9
Фильтрация (30 мин.,
1 атм), см3
Состав фильтрата = при 20 0С
-при t 60 0С
Наработка раствора в процессе бурения
Эффективность работы очистных устройств
Коэффициент повторного использования
500-2000
1,5-2,5
диз.топливо
диз.топливо
+
отсутствует
++
0,9

27.

ОБЛАСТЬ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ ЭРУО
Условия применения
Показатели, обеспечивающие эффективность систем
1. Бурение глубоких скважин в сложных геологотехнических условиях (высокие температуры, АВПД,
водо-восприимчивые глинистые сланцы, соленосные
отложения, сероводород-содержащие пласты)
Высокая термостойкость.
Оптимальные реологические свойства. Минимальное
разупрочняющее действие на горные породы.
Устойчивость к воздействию агрессивных сред.
Возможность утяжеления до 2,3 г/см3
2. Бурение скважин в условиях АНПД, особенно при
наличие в разрезе мощных отложений солей или бурение
на депрессии без аэрации или специальных облегчителей.
Инертность к проходимым породам. Устойчивость к
любым наполнителям. Возможность получения базового
раствора плотностью 0,85 г/см3
3. Бурение пологих и горизонтальных участков скважин, в
том числе и с большим (5-7 км) отклонением ствола от
вертикали
Инертность к проходимым породам. Хорошие смазочные
свойства. Эффективный вынос выбуренного шлама.
4. Бурение поисковых скважин с отбором керна в
продуктивных отложениях с целью определения его
естественной водонасыщенности
Фильтрат-углеводородная основа раствора .
Возможность снижения содержания водной фазы до 3-5
%.
5. Вскрытие продуктивных пластов с низкими
коллекторскими свойствами в условиях, где реальные
дебиты скважин при использовании водных систем
значительно меньше потенциально возможных
Исключение водной блокады приствольной зоны пласта.
Сохранение естественной проницаемости коллектора.
Обеспечение показателей качественного вскрытия не
доступных для водных растворов.
6 .Технологические жидкости для ликвидации прихватов,
вторичного вскрытия, глушения скважин при ремонтных
работах. Консервационные и надпакерные
некорродирующие жидкости
Длительная агрегативная и седиментационная
стабильность. Хорошие смазочные и антикоррозионные
свойства. Сохранение естественной проницаемости
коллектора

28.

ИНТЕРВАЛЫ ПРИМЕНЕНИЯ И ОБЪЕМЫ
ПРИГОТОВЛЕННОГО ЭРУО ПРИ СКРЫТИИ
ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА НА УРЕНГОЙСКОМ ГКМ
№
скважин
ы
Интервал
вскрытия, м
Дисперсионн
ая
среда
Объем
приготовленного ЭРУО,
м3
Система
промывки
6312
2901-2915
Диз. топливо
60
Автономная
201352
2974-2990
конденсат
60
ЦС
20626
3ё52-3170
Диз. топливо
20
ЦС
20623
2924-2948
конденсат
18
Автономная
6770
2882-2991
конденсат
13
Автономная
6407
2992-3000
конденсат
20
Автономная

29.

ПОКАЗАТЕЛИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ПОД ТЕХНИЧЕСКУЮ И ЭКСПЛУАТАЦИОННУЮ
КОЛОННЫ НА КУЮМБИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Показатели свойств
Значения показателей свойств различных систем буровых растворов
206 К
208 К
219 К
Техническая колонна
400-2300
400-2282
390-2322
Тип раствора
ПМР
400-1376
ВИЭР
13762300
ПМР
400-2018
ВИЭР
2018-2282
ЭРУО
490-1376 386-2322
Плотность, г/см3
1,21-1,22
1,031,16
1,20-1,23
1,04-1,12
0,95-0,99
0,99-1,05
Условная вязкость, с
48-50
300-500
30-65
165-300
45-75
60-95
СНС1/10, дПа
-
-
-
-
-
4-5/11-13
Пластическая вязкость, мПас
-
-
-
-
-
19-29
Динамическое напряжение
сдвига, дПа
-
-
-
-
-
57-128
Фильтрация, см3/30 мин.
2,0-4,0
1,0-2,0
5-6
(полная)
0
1-4
2,0
Электростабильность, В
-
60-100
60-90
165-190
340-611

30.

БАЛАНС ВРЕМЕНИ БУРЕНИЯ ПО СКВАЖИНАМ,
ЧАС
Все
календар
ное
время
В том числе
Время,затраченное на бурение скважин
проход
ка
В том числе
долбле
ние*
спуск
и
подъе
м
инстр
умента
крепление
В
т.ч.
нар
ащ
иван
ие
вспом
огатльны
е
работ
ы
Непроизводительные
затраты
времени
ремо
нтные
рабо
ты
работы
по
ликвид
ации
ослож
нений,вы
зва
Итого
453
731/11,1
5708/86,8
105/1,
6
88
760/14,0
4629/85,0
22/0,4
77
41/1,3
2781/90,3
4/0,1
работ
ы по
ликви
даци
и
авари
й
Работ
ы по
ликвдаци
и
брака
прост
ои
Скважина 206-К
6579/100
2887/43,
9
2244/34,
1
643
648/9,9
989
766/11,
Скважина 208-К
5443/100
2368/43,
5
1933/35,
5
435
610/11,2
803
98
694/12,
8
Скважина 219-К
3080/100
1758/57,
1
1452/47,
1
306
373/12,1
532
295/9,6
Коммерческие скорости бурения, м/ст.мес. 206 К-288 (326); 208 К-332 (381); 219 К-598 (662)

31.

ПОКАЗАТЕЛИ СВОЙСТВ РАСТВОРА «ЭМУЛЬГАР» ПРИ БУРЕНИИ
ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Интервал бурения,
м
от...
до...
Показатели свойств раствора при 46 0С
r,
г/см3
УВ100,
с
Э
В
СНС1/10,
дПа
пл.,
мПас
0,
дПа
8 ЮБИЛЕЙНАЯ
3685
4126
1,851,88
16-22
420510
7-10/16-32
61-83
27-45
4126
4475
1,9-2,0
17-24
670860
24-54/63-75
62-92
41-74
4475
5000
2,0-2.01
16-20
9601030
54-75/81-90
65-88
73-82
10 Северный КУЛТУК
4430
4656
1,951,96
28-40
360430
24-27/48-52
74-81
68-90
4656
4780
2,252,28
22-36
8801060
45-54/75-84
95-120
120-130
4780
4922
1,78
10-13
14501710
33-33/39-45
24-28
48-60
4922
4928
2,22
29-30
830960
30-36/57-70
135
120

32.

Фирменное
название
Вязкость
кинематическ
ая (40о), сст
Содержание
ароматических
углеводородов,
% масс
Содержание
серы, % масс.
Плотность,
г/см3
Температура
застывания, оС
US Mentor 28
4,4
11
0,04
0,850
-10
Shellsol Д-70
1,6
0,5
0,0005
0,790
-30
ВР-8313
1,7
2
0,01
0,790
-25
JL 2803
2,4
0,8
0,0003
0,800
-30
JL 2832
4,4
3,7
0,0003
0,820
-20
Naroil LPA
3,0-3,1
4
0,05
0,810
-15
LTV
1,68
0,1
-
0,804
-15

33.

Наименование показателя
Образец 1
нефрас Н
190/220
Образец 2
нефрас Н
210/250
Образец 3
нефрас Н
250/300
Т-6
начало кипения
196
218
265
195
выкипает 98%
219
232
320
315
65
82
121
73
2,7
3,6
3,5
5,0
0,00038
0,00038
0,0005
0,05
Анилиновая точка, оС
57,3
63,12
-
73,0
Вязкость, сст, при 20оС
-80
-80
-40
-65
0,833
0,837
0,850
0,838
Фракционный состав, оС
Температура вспышки в закрытом
тигле, оС
Содержание ароматических
углеводородов, оС
Содержание общей серы, % м
Плотность, г/см3, при 20оС

34.

Наименование
показателя
Дк
Дн
П1
П3
П4
Д.Т.
Плотность, г/см3
0,822
0,820
0,762
0,765
0,760
0,830
Вязкость, мПа∙с, при 20оС
3,94
3,69
3,00
3,36
3,08
3,70
2,65
2,54
1,75
2,13
2,02
2,51
Анилиновая точка, оС
75
78
96
95
94
60
Температура вспышки в
закрытом тигле, оС
63
60
94
97
85
62
2,87
2,4
0,8
0,5
0,8
30,0
Содержание общей серы, %
-
-
<0,02
<0,02
<0,02
<0,2
Температура застывания, оС
-10
-10
-5
-5
-5
-10
при 40оС
Содержание ароматики, %

35.

Наименование компонента
Единица измерения
Содержание в 1 м3 раствора
Нетоксичная углеводородная жидкость (НТЖ)
л
450
Органофильный бентонит
кг
28
Эмульгатор
л
57
Известь (содержание активного вещества > 60%)*
кг
70
Водный раствор хлорида кальция
л
450
Наименование компонента
Единица измерения
Содержание в 1 м3 раствора
Нетоксичная углеводородная жидкость (НТЖ)
л
410
Органофильный бентонит
кг
10
Нефтенол НЗ (нефтенол НЗН)
л
40
Водный раствор хлорида кальция
л
550

36.

Наименование компонента
Единица измерения
Содержание в 1 м3 раствора
Нетоксичная углеводородная жидкость (НТЖ)
л
550
Структурообразователь (мел молотый)
кг
100
Соль поливалентного металла (хлорид железа)
кг
40
Сульфонол НП-З
л
30
Неонол АФ-4
л
5-10
Регулятор щелочности (40%-ный раствор гидроксида
натрия)
л
20
Водный раствор хлорида кальция
л
350

37.

НАЗВАНИЕ И ХИМИЧЕСКАЯ СТРУКТУРА РАЗЛИЧНЫХ
СИНТЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ РАСТВОРОВ
Тип
Химическая структура
Синтетические жидкости
Линейные альфаолефины (ЛАО)
Полиальфаолефины (ПАО)
Внутренние олефины (ВО)
Линейный алкилбензол
Простой эфир
СН3 - (СН2)n -СН = СН2
СН3 - (СН2)n - С = СН - (СН2)m-СНз
(СН2)р-СН3
СН3 - (СН2)m- СН = СН- (СН2)n - СН3
СН3-СН-(СН2)n-СНз
С6Н5
СН3 - (СН2)n- 0 - (СН2)n- СН3
Сложный эфир
СН3- (СН2)n -С = 0
0 - (СН2)m - СН3
Ацеталь
СН3 - (СН2)n - 00 - (СН2)n- СНз
СН - (СН2)m - СН3

38.

ТОРГОВЫЕ НАЗВАНИЯ И ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ СИНТЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ
РАСТВОРОВ, В
НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ПОСТАВЛЯЕМЫХ ДЛЯ МОРСКОГО
БУРЕНИЯ В США
Торговое название
Синтетическая основа раствора
Поставщик (производитель)
ISO-TEQ
ВО (смесь C14 - C20)
Baker Hughes INTEQ
NX-3500
Сложный эфир
Baker Hughes INTEQ
BG-550
Сложный эфир
Baker Hughes INTEQ
РТ-3500
Изо-парафин
Baker Hughes INTEQ
ALPHA-TEQ
ЛАО (смесь C14 - C16)
Baker Hughes INTEQ
NOVAPLUS
ВО (смесь C16-C18)
M-l
ECOGREEN
Сложный эфир
M-l
NOVATEC
ЛАО (смесь C14 - C18)
M-l
PARADRIL
Парафин
M-l
PETROFREE SF
ВО (смесь C16 - C18)
Baroid
PETROFREE
Сложный эфир
Baroid
PETROFREE LE
ЛАО (смесь C14 - C18)
Baroid
ХР-07
Линейный парафин
Baroid

39.

ПОКАЗАТЕЛИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ИССЛЕДУЕМЫХ ПРОБ
СИНТЕТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Наименование
r, г/см3
(20°С)
, мПа-с
ж/ж, мН/М
Температура,о С
20оC
40оС
вспышки
застывания
дистил.
вода
p-p CaCl2,
1,20 г/см3
Дизельное топливо
0,84
3-6
2-3
68
-10
27,38
11,57
Минеральное масло
0,79
3,36
2,16
94
-5
21,37
9,76
0,85
8
3,5
129
-40
26,42
21,18
0,8
5,5
4,2
165
-60
38,89
19,66
0,8
10,2
5,5
140
-52
44,04
27,22
Альфаолефины
С12 — С14
0,76
4,0
2,0
92
-20
34,27
14,6
Альфаолефины
С16— С18
0,78
6,3
4,2
132
-10
-
-
изомеры олефинов
С13— С14 (ПМП 02)
0,80
5,2
3,5
77
-60
-
-
Сложные эфиры (масла):
Кокосовое
0,905
9,83
5,73
126
-4
7,54
5,5
Кориандровое
0,88
8,0
5,1
175
-7
10,56
5,32
Рыбий жир
0,88
5,1
3,37
126
-9
6,45
5,32
Ацеталь (Hostafluid
V412Q, Германия)
ПАО (Nexbase 2002 S,
Финляндия)
ПАО

40.

41.

Оценка токсичности дисперсионных сред и буровых растворов на их основе
методом различными методами биотестирования
Метод биотести-
Определяе
рования
мый
ДТ
Нефть
ЭРУО на
ЭРУО
Тарасовская
ДТ
на
показатель
с
использованием
Daphnia Magna
Акванокс
ЕР50,
разбав
%
Ацеталь
СБУЖ
ИЭР на
СБУЖ
нефти
35
90-100
29
25
20
18
9
50
71
57
50
37
не
токсичен
20-25

42.

СОСТАВ* 1 М3 РАСТВОРОВ
РНСО-1 И РНСО-2
Синтетическая органическая жидкость, л
400-900
Органофильный бентонит, кг
20-50
Эмульгатор, л
20-40
Окись** (гидроокись) кальция, кг
20-40
Гидрофобизатор, л
5,0-10,0
Водный раствор СаCl2 или NaCl
550-80
Утяжелитель (мел, барит, мраморная крошка), кг
по необходимости
* - состав варьируется в зависимости от требуемой плотности и типа синтетической жидкости;
** - окись (гидроокись) кальция является составной частью эмульгатора раствора РНСО-2

43.

ПОКАЗАТЕЛИ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ
ЭРУО И РНСО
Наименование показателей
Пределы изменения
1. Плотность (r), г/см3
-«-«- (неутяжеленного)
0,86-1,60 (2,30)
(0,86-1,04)
2.Вязкость условная при истечении 100 см3
раствора из 200 см3 (УВ), с
15-40
3. Вязкость пластическая ( пл.), мПас
20-50
4. Динамическое напряжение сдвига
( 0), дПа
30-180
5. Статическое напряжение сдвига (СНС), дПа
через 1 мин.
через 10 мин.
3-30
6-60
6. Электростабильность (Э), В,
не менее
250
7.Показатель фильтрации 20 0С (Ф), см3/30 мин.
8. Соотношение фаз (У/В), %
1,5-3,5
40/60-90/10

44.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА РАСТВОРОВ РНСО-1 С
РАЗЛИЧНЫМ СООТНОШЕНИЕМ ФАЗ «УГЛЕВОДОРОД - ВОДА»
Соотношение
фаз эмульсии
значения показателя
r,
г/см3
пл,
мПас
о,
дПа
СНС,
дПа
Э,
В
50:50
0,93
41
60
16/16
336
55:45
0,92
29
45
10/10
468
60:40
0,90
22
30
7/7
554
70:30
0,89
25
51
10/10
1050
80:20
0,87
18
26
7/10
1309
85:15
0,86
16
24
5/7
1596
90:10
0,85
12
18
4/5
1883
40:60
0,95
120
280
70/80
400

45.

ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ДОБАВОК НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА РНСО-1 С РАЗЛИЧНОЙ ДИСПЕРСИОННОЙ СРЕДОЙ СРЕДОЙ
Тип дисперсионной
среды
Показатели
свойств
Значения показателей свойств
при 46 0 С
Исходный
раствор
225 г/дм3
бентонитовой глины
135 г/дм3
цемента
300см3/дм
3
морской
воды
135
г/дм3
извести
Дизельное топливо
(У:В=50:50)
СНС,дПа
пл.,мПас
0,дПа
Э,В
34/36
34
147
320
58/60
76
309
164
38/40
37
146
180
55/58
50
240
113
48/50
45
150
188
Минеральное масло
(У:В=50:50)
СНС,дПа
пл.мПас
0,дПа
Э,В
10/12
28
48
260
При вводе
150г/дм3
эмульсия
распалась
10/11
29
66
173
10/12
35
75
14
18/20
53
108
282
Альфаолефин С12-С14
(У:В=50:50)
СНС,дПа
пл.,мПас
0,дПа
Э,В
8/9
21
39
274
42/48
39
153
113
5/7
17
42
110
13/15
18
45
113
13/14
36
78
135
Сложный эфир
олеиновой кислоты
(У:В=75:25)
СНС,дПа
пл.,мПас
0,дПа
Э,В
29/31
18
111
750
84/90
55
270
593
90/100
37
243
1230
52/58
31
258
375
97/10
54
330
1138

46.

ВОЗДЕЙСТВИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Механическое
разрушение пород,
слагающих пласт
Воздействие на проницаемость приствольной
зоны пласта буровых растворов
А) Физико-химические
процессы, вызванные
фильтратом бурового
раствора
- молекулярно-поверхностные
и капиллярный эффект;
- эмульсеобразование;
- набухание глинистых частиц;
- образование твердого
осадка.
Б) закупорка трещин
проникшим буровым
раствором и частицами
его твердой фазы

47.

ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ ПОДВЕРЖЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРА
ВОЗДЕЙСТВИЮ БУРОВОГО РАСТВОРА
•Размер поровых каналов
•Эмульгирующая способность нефти характеризуется наличием смол,
асфальтенов и других полярных компонентов
•Наличие в составе коллектора набухающих глин характеризует
возможность уменьшения сечения поровых каналов
•Пластовая температура характеризует степень проявления указанных
факторов, ограничивает применение растворов по термостойкости
•Пластовое давление характеризует энергетический потенциал, при
котором компоненты раствора проникают в поровое пространство.

48.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА РАСТВОРА
ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Природа дисперсионной среды (водная или углеводородная)
Степень минерализации дисперсионной среды водных растворов или
дисперсной фазы РУО
Показатель фильтрации раствора в условиях, соответствующих глубине
залегания пласта
Утяжеляемость раствора или возможность его облегчения, обеспечивает
регламентируемое противодавление на пласт.
Термостойкость раствора, определяющая температурные границы
возможного применения раствора

49.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ
ПРИМЕНЕНИЯ РУО
Вскрытие продуктивных пластов или глушение скважин в условиях АНПД, когда
использование для этих целей водных систем приводит к необоснованно
завышенной репрессии.
Низкая проницаемости коллектора (0,02 – 0,1 мкм2), независимо от прочих
условий.
Насыщение коллектора высоковязкой нефтью.
Трещиный или порово-трещиный тип коллектора, в случае его высокой
проницаемости (1,0 – 1,5 мкм2), то есть при раскрытости трещин, позволяющих
значительное проникновение раствора

50.

ПРИЧИНЫ НЕЭФФЕКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РУО НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Фильтрация в пласт непосредственно водной-углеводородной эмульсии
(отсутствие в составе ЭРУО органофильного структурообразователя и регулятора
фильтрации). Проникая на значительные расстояния такая эмульсия блокирует
поры коллектора, что может вызвать серьезные трудности при освоении
скважины.
Последовательная фильтрация отдельных компонентов ЭРУО – углеводородной
основы и воды (неэффективность эмульгатора и отсутствие стабилизатора).
Флокуляция в составе раствора большого количества твердой фазы –
выбуренная порода или тонкодисперсный наполнитель специального
назначения. Процесс флокуляции сопровождается резким загущением ЭРУО, что
затрудняет как процесс бурения, так и его извлечение из трещиных каналов
коллектора при вызове притока.
Загущение некоторых рецептур РУО при взаимодействии с пластовыми водами с
образованием «резиноподобных» масс.

51.

Влияние типа раствора на показатели качества вскрытия
продуктивных пластов (температура 80-85 С)
Тип
раствора
К,
мкм2
Ф,
см3/30
мин.
Скорость
фильтрации,
м/с
,
%
ОП
Средне-Хулымское месторождение пласт АС10
11. Flo-Pro
0,083
-
1,7 10-6
65,7
0,84
12. ГЭР РИТЭК
полисил
0,044
6,39*
2,1 10-6
69,7
0,87
13. Эмультон
0,031
1,7*
2,8 10-7
81,2
0,925
14. РНСО-1
0,039
0,0
1 10-7
94
0,995
15. РНСО-2
0,044
0,42
1 10-6
90
0,985
Ем-Еговское месторождение ВК-1
16. Биополимерный раствор
(КСl-5%)
0,02
2,8
2 10-6
75
0,90
17. Эмультон
0,02
1,15
2 10-7
100
100
Приобская площадь АС-11
18.Полимерглинистый раствор
КемД и,Кем РАС
0,004
0,01
3,4
4 10-6
65
0,83
19. Эмультон
0,95
5 10-7
100
100
20. Эмульгар
1,15
1 10-7
100
100

52.

Влияние типа раствора на показатели качества вскрытия
продуктивных пластов (температура 80-85 С)
Тип
раствора
К,
мкм2
Ф,
см3/30
мин.
Скорость
фильтрации,
м/с
,
%
ОП
Харампурская группа месторождений
1. СМПР
0
1,45
1,6 10-6
41
0,72
2. ВИЭР
0,006
1,5
9 10-7
56
0,85
3. Эмультон
0,013
0,75
6,4 10-7
92
0,98
4. РНСО-1
1,2
1,0 10-6
90
0,97
5. Эмульгар
0,75
3,3 10-7
100
1,0
6. РНСО-2
0,65
5,1 10-7
100
1,0
Кислорское месторождение пласт Ю3
7. ВИЭР
8,52*
-
46,9
0,704
8. Эмульсин
0,033
0,85*
-
60,4
0,919
9. Эмульгар
0,052
0,38*
-
67,8
0,953
0,42*
-
91,6
0,995
10. РНСО-2
* -фильтрация при 85 0С

53.

БЛОКИРУЮЩЕЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ЖИДКОСТЕЙ НА КЕРНЫ
№
Тип
Жидкости
Исходная
Проницае
ость по
маслу,
мкм2
Скорость
Фильтра
ции,
м/с
-
1
Пресная вода
0,0282
2
Фильтрат полисахаридного
полиалкиленгликолевого
раствора
0,0387
3
Перфорационная среда VIP
0,0368
4
Акриловый раствор
5
Раствор НПО
Полиалкиленгликолевый
1,5 %)
6
тоже (СК-2,0 %)
Проницаемость после воздействия, мкм2
фильтрат
(буровой
раствор)
+цеменный
раствор
1
+жид
кость
Перфо
рации
0,0181
64,2
0,0299
77,4
-
0,0335
91,0
0,0425
1,1 10-6
0,0311
73,1
0,0353
3,2 10-6
0,0279
79,0
0,0368
2,3 10-6
0,0350
95,0
(СК-
2
3

54.

БЛОКИРУЮЩЕЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА КЕРНЫ
7
ЭРУО - «Эмультон» с мелом
0,0311
2,8 10-7
0,0253
81,2
8
«Flo-Pro»
0,0487
1,4 10-6
0,0344
70,6
9
ЭРУО - РНСО-1
0,0391
1 10-7
0,0367
94,0
10
ЭРУО - РНСО-2
0,0443
1 10-6
0,0399
90,0
11
*
Комплекс фильтрат ЭРУО
цемент перфорационная среда
0,0132
-
0,0133
0,097
0,0100
100
73,5
76,0
12
*
Комплекс фильтрат
полиалкиленгликол. фильт.
цемент перфорац. среда
0,0183
-
-
0,013
9
0,0161
-
76,2
88,0
13
Комплекс фильтрат акрилового
раствора фильтрат цемента
0,0364
-
0,0234
0,022
7
-
64,3
62,3

55.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭРУО ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
Показатели свойств тампона
Наименование показателя
Величина показателя
Плотность, г/см3
0,93-0,94
Пластическая вязкость, мПас
90-120
Динамическое напряжение сдвига, дПа
240-300
Статическое напряжение сдвига, дПа
60-70/70-80
Фильтрация, см3/30 мин.
0
Электростабильность, В
400-600
Параметры эксперимента
Проницаемость керна по воздуху, мкм2
0,068
Проницаемость керна по маслу, мкм2
0,038
Длина керна, мм
40
Площадь фильтрующей поверхности керна, см2
3,61
Величина противодавления на керн, МПа
4,2
Давление обжима керна, МПа
20,0
Давление прокачки тампона, мПа
19,2
Репрессия на керн ( Р), МПа
15,0
Рабочая температура, 0С
85

56.

СКОРОСТЬ ФИЛЬТРАЦИИ ТАМПОНА И ОЖИДАЕМАЯ
ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
Объем
прокачки,
см3
Время
фильтрации,
с
Расход,
см3/с
Скорость
фильтрации,
м/с 10-7
0,17
300
0,00057
16,0
0,14
660
0,00021
5,8
0,16
780
0,00021
5,8
0,125
600
0,00021
5,8
0,17
840
0,00020
5,5
0,16
600
0,00027
7,5
0,20
720
0,00028
7,8
0,16
600
0,00027
7,5
0,22
660
0,00033
9,1
Vср.
7,8 10
,
%
ОП
Объем
отфильтрованной
жидкости,
м3/сут.
68,4
0,978
0,338

57.

КЛАССЫ ОПАСНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ РУО
Тип бурового раствора
Эмультон
РНСО-1
Эмульгар
РНСО-2
Дисперсионная среда
буровог раствора
Нефть
Индекс опасности
Класс опасности
103,39
III
Дизельное топливо
48,19
IV
Синтетическая жидкость
11,8
IV
Нефть
105,54
III
Дизельное топливо
51,46
IV
Синтетическая жидкость
16,12
IV

58.

Диэмульгирование
углеводород - вода
Утилизация
раствора
Обезвреживание
методом
отверждения
Разделение ЭРУО
жидкая-твердая
фаза
Повторное использование
ЭРУО
Закачка в скважину
на поглощение
Сжигание
Консервацион
ная (надпакерная)
жидкость
Ограничение
водопритоков
Выравнивание
профиля
Удаление АСПО,
песчанных пробок
Жидкость
глушения
Кислотные
обработки
Жидкость
гидроразрыва
Обработка буровых
растворов на
водной основе
Повторное
использование
для бурения
Буровой раствор РУО
Шлам,
твердая
фаза,
некодиционный РУО