CC BY
76
2 2 около 500 км (при площади выходов равной 200 км ).
Гравиметрические данные подтвердили блоковое строение массива, границы которого контролируются крупными разломами, установленными по геологическим данным.
Сведения о форме и размерах Богдоулинского массива, как и о его структурном положении, могут быть использованы при инженерно-сейсмологических
работах по уточнению сейсмической опасности отдельных участков города Улан-Батора (по крайней мере, для районов, расположенных восточнее р. Сэльбэ-гол (рис. 9), русло которой совпадает с глубинным Сэльбинским разломом). Для этих районов, судя по результатам интерпретации гравиметрических данных, можно ожидать уменьшения этой опасности.
Статья поступила 24.11.2014 г.
Библиографический список
1. Арвисбаатар Н. Строение кайнозойских впадин Прихуб-сугулья по гравиметрическим данным: автореф. дис. ... канд. геол.-минералог. наук. Иркутск, 1990. 16 с.
2. Батсайхан Ц. Инженерно-геофизическая оценка сейсмической опасности грунтов территории г. Улаанбаатара: автореф. дис. ... канд. геол.-минералог. наук. Иркутск, 2006. 19 с.
3. Бат-Элзий Ш., Дорж Д. Отчет о гидрогеологических и геофизических работах, проведенных в 1982-1986 г. Улаан-баатар: Фонды ПИНИИ водного хозяйства МНР, 1988. 232 с.
4. Бямба Ж., Арвисбаатар Н., Турутанов Е.Х. Глубинное строение Монголии // Геология Монголии. Т. IV. Тектоника литосферных плит. Улаанбаатар: Изд-во АДМОН, 2012. С. 403-425.
5. Вахромеев Г.С. К вопросу формирования физико-геологических моделей месторождений полезных ископаемых МНР // Вопросы геологии и металлогении Восточной Монголии. Улаанбаатар: Изд-во МонГУ, 1979. С. 236-244.
6. Геология Монгольской Народной Республики. Том I. Стратиграфия / Под. ред. Н.А. Маринова, Л.П. Зоненшайна, В.А. Благонравова. М.: Недра, 1973. 582 с.
7. Дугараа П., Арвисбаатар Н. Петроплотностная характеристика пород Жанчивланского рудного узла и его окрестностей // Вопросы геологии и полезных ископаемых Центральной и Восточной Монголии. Улаанбаатар, 1982. С. 11-13.
8. Дугараа П., Арвисбаатар Н. и др. Геолого-структурные особенности Бурульжутинской и Налайхинской впадин Центральной Монголии // Вопросы геологии и полезных ископа-
емых Центральной и Восточной Монголии. Улаанбаатар, 1982. 13 с.
9. Зорин Ю.А. Структура Агинского палеозойского поля (Восточное Забайкалье) // Советская геология. 1964. № 6. С. 32-43.
10. Зорин Ю.А. О тектонике Восточного и Центрального Забайкалья в позднем мезозое // Геотектоника, 1967. № 1. С. 97-108.
11. Мезозойская и кайнозойская тектоника и магматизм Монголии / Отв. ред. А.Л. Яншин. М., 1975. 308 с.
12. Нагибина М.С. Тектоника и магматизм Монголо-Охотского пояса. М.: Изд-во АН СССР, 1963. 463 с.
13. Нефедьев М.А. Строение и оценка перспектив рудных полей и месторождений Бурятии по геофизическим данным (на примере Еравнинского и Северо-Байкальского рудных районов). Улан-Удэ: Изд-во БНЦ СО РАН, 2003. 205 с.
14. Сейсмичность и районирование сейсмической опасности территории Монголии / В.И. Джурик, А.В. Ключевский, С.П. Серебренников, В.М. Демьянович, Ц. Батсайхан, Г. Баяраа. Иркутск: Институт земной коры СО РАН, 2009. 420 с.
15. Турутанов Е.Х. Морфология мезозойских гранитных плутонов Монголии по гравиметрическим данным. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. 223 с.
16. Турутанов Е.Х., Арвисбаатар Н., Буянтогтох Б., Цэндсур-эн Д. Морфология осадочных отложений Тольской впадины (Монголия) по гравиметрическим данным // Вестник ИрГТУ, 2014. № 5. С. 53-61.
УДК 622.24
БУРЕНИЕ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ РАСТВОРА НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ
1 9
© В.Ю. Гришковец1, Л.В. Николаева2
1ООО «Славнефть - Красноярскнефтегаз», 660012, Россия, г. Красноярск, ул. Гладкова, 2 «А». 2Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Эффективность геологоразведочных работ неразрывно связана с качеством вскрытия продуктивных пластов и в значительной степени определяется возможностью установления истинной нефтегазонасыщенности и коллек-торских свойств пород. Показано, что основным условием повышения эффективности поиска и подсчета запасов является применение растворов на нефтяной основе, которые обеспечивают сохранность естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность и достоверность результатов опробирования. Ключевые слова: Восточная Сибирь; раствор на нефтяной основе; поисково -оценочные скважины; керн; пласт.
1Гришковец Вячеслав Юрьевич, главный специалист производственно -технического отдела, тел.: 89135244811, e-mail: slavanb06@yandex.ru
Grishkovets Viacheslav, Chief Specialist of the Technical Engineering Department, tel.: 89135244811, e-mail: slavanb06@yandex.ru
2Николаева Людмила Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: lab.ngd@istu.edu
Nikolaeva Lyudmila, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405659, e-mail: lab.ngd@istu.edu
OIL-BASE MUD DRILLING OF EXPLORATION WELLS V.Yu. Grishkovets, L.V. Nikolaeva
OOO «Slavneft - Krasnoyarskneftegaz», 2A Gladkov St., Krasnoyarsk, 660012, Russia. Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
Exploration efficiency is inextricably entwined with the drilling-in quality and is largely determined by the possibility of true estimation of hydrocarbon saturation and reservoir porosity and permeability. The paper shows that the main condition for increasing the efficiency of exploration operations and reserve estimation is the use of oil-base muds that ensure the preservation of the natural state of the reservoir, and therefore sufficient reliability and validity of test results. Keywords: Eastern Siberia; oil-base mud; exploration wells; kern; reservoir.
В последние годы, в связи со строительством нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» и его выводом на проектную мощность, регион становится объектом приоритетного внимания отечественных и зарубежных компаний в части геологического изучения его недр. Эффективность геологоразведочных работ неразрывно связана с качеством вскрытия продуктивных пластов (ПП) и в значительной степени определяется возможностью установления истинной нефтегазонасыщенности и коллекторских свойств пород. Показано, что основным условием повышения эффективности является применение таких методов вскрытия, которые обеспечили бы сохранность естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность результатов опробования.
В связи с рассмотрением запасов нефти и газа на месторождениях Восточной Сибири возник вопрос о необходимости получения керна из ПП с промывкой скважин инертными по отношению к пласту буровыми растворами (БР). Вызвано это тем, что при вскрытии ПП с применением водных растворов под влиянием перепада давления вода отфильтровывается в пласт и во внешнюю часть отбираемого керна, вытесняя заключенную нефть и активно воздействуя на состав и свойства связанной воды. К тому же часть связанной воды, находящейся в керне, также может быть потеряна. Таким образом, при применении растворов на водной основе, особенно в хорошо проницаемых коллекторах, существенно искажается значение коэффициента нефте- и водонасыщенности [1-3].
Практика вскрытия и освоения Пп подтверждает, что наиболее успешно данная проблема решается при использовании не фильтрующихся растворов на нефтяной основе (РНО). При этом особое внимание обращается на способ отбора керна. Чем совершеннее методы отбора керна и определения нефте- и водонасыщения, тем точнее устанавливаются промышленные запасы нефти и газа.
РНО, вследствие их высокой эффективности и уникальных свойств, находят широкое применение в буровой практике. К этому типу растворов относятся системы, дисперсионной средой которых являются нефтепродукты: сырая нефть, дизельное топливо; дисперсной фазой - битумы, органофильные глины, наполнители (мел, барит и другие твердые дисперсные материалы).
Из рецептур, разработанных в нашей стране, наиболее простой и надежной, апробированной в промысловых условиях, является приготовление рас-
творов из известково-битумных порошков (ИБР). К сожалению, использование их в Восточной Сибири возможно лишь в летнее время, что подтвердили испытания на Вилюйском месторождении газа в Якутии.
В суровых сибирских условиях целесообразно применять растворы на основе загущенной нефти, обладающие качеством ИБР, но менее трудоемкие в регулировании свойств. Как пример: для бурения оценочных скважин в Якутии, на Дулисьминском, Верхне-чонском и других месторождениях использовались РНО из местной нефти различных составов, но в каждом отдельном случае подбиралась собственная рецептура и разрабатывалась технология применения раствора. При этом была доказана необходимость соблюдения алгоритма:
- разработка составов наиболее эффективных буровых растворов на углеводородной основе для бурения продуктивных пластов оценочных скважин на месторождениях Восточной Сибири;
- проведение исследования материалов и реагентов для приготовления растворов на основе загущенной нефти и определение основных требований к ним;
- нахождение оптимальных концентраций входящих в состав РНО компонентов;
- отработка методик определения воды в РНО;
- разработка технологии приготовления РНО и регулирования их свойств в процессе бурения.
Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов (ПП) в оценочных скважинах. Существует несколько типов повреждения продуктивного пласта:
- любой процесс, снижающий естественную проницаемость пласта;
- повреждение физическими или химическими факторами;
- при уменьшении повреждения пласта мы получаем более достоверную геолого-геофизическую информацию о толщи разбуриваемых горных пород и продуктивности скважин [3].
Единственный подконтрольный фактор в данной ситуации - повреждение пласта. Полные и достоверные сведения могут быть получены только при условии качественного вскрытия ПП бурением, которое заключается прежде всего в сохранении их естественной проницаемости в прискваженной зоне с использованием РНС [1]. Характерной особенностью таких растворов является нулевая фильтрация, поэтому при вскрытии они практически не проникают в пласт, чем обеспечивается сохранение естественной проницае-
мости призабойной зоны ПП. Применение РНС при бурении с отбором керна позволяет получать керны с сохранением естественной нефте- и водонасыщенно-сти, при этом значительно увеличивается вынос керна. В результате керн, извлеченный с использованием РНО, представляет ценный материал для подсчета запасов нефти и газа.
В динамических условиях, и особенно в сочетании с повышенными температурами, наблюдается выделение из РНО некоторого количества фильтрата (углеводородной фазы), но, поскольку он имеет одинаковую природу с нефтью, в случае его проникновения в пласт проницаемость последнего не подвергается существенному изменению. Битумная корка, образовавшаяся на стенках скважины, легко растворяется нефтью, поэтому при применении РНО не требуется проведения специальных работ для ее ликвидации.
В зарубежной практике используется множество РНО. Из рецептур, разработанных в нашей стране, наиболее простой и надежной, апробированной в промысловых условиях, является рецептура из из-вестняково-битумных порошков (по УФНИИ). Широкое распространение нашли также РНО бывшего МИН-ХиГП им. Губкина. Исследования, проведенные Вост-СибНИИГГиМС, и практический опыт применения данных растворов в Якутии (Вилюйское месторождение) показали сложность их приготовления и использования из-за низких атмосферных и пластовых температур, труднодоступности скважин, отсутствия таких реагентов, как специальная известь высокой активности, высокоокисленный битум и др. Эти обстоятельства вызвали необходимость разработки рецептур РНО, приемлемых для вскрытия ПП в условиях Лено-Тунгусской провинции.
Основные преимущества РНО:
• глины не гидратируют и не набухают;
• повышается устойчивость ствола скважины;
• повышается продуктивность глинистых песчаников;
• уменьшаются осложнения в процессе разбури-вания эвапоритовых отложений (соли, ангидриты и т.д.);
• уменьшается произвольное расширение ствола скважины;
• повышается стабильность свойств бурового раствора;
• повышается устойчивость бурового раствора к загрязнению.
Методика исследований:
- экспериментальные исследования проводились на оборудовании и приборах в соответствии с «Методикой контроля параметров буровых растворов» (РД 39-2-645-81);
- вода в растворах на углеводородной основе определялась прибором Дина и Старка по методике в соответствии с ГОСТ 1597-69.
Пробу раствора (100 г) смешивают в круглодонной колбе с таким же количеством растворителя, например, петролейным эфиром с ^ип. = 80°С, предварительно перегнанным и высушенным. Колба с содержимым нагревается электронагревателем. Скорость
перегонки не менее 1 час. При этом объем воды в приемнике-ловушке не должен увеличиваться и верхний слой растворителя обязан оставаться совершенно прозрачным.
Содержание воды в весовых % ^ вес.) вычисляют по формуле
W^. = ■
100 х 7
а
где V - объем воды в приемнике-ловушке, мл; а -навеска раствора, взятая для определения, в г.
Активность извести определяется по ГОСТ 9179-59.
Материалы для приготовления РНО и требования к их качеству. Нефть представляет собой смесь органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. В зависимости от их содержания нефти делятся на легкие, имеющие плотность 700-800 кг/м3, и тяжелые - с плотностью до 890 кг/м3. Тяжелые нефти богаты смолистыми веществами.
Лабораторными исследованиями установлено, что нефтяная основа местных образцов является не только дисперсионной средой, но и агентом, содержащим в своем составе асфальтены, смолы и другие высокомолекулярные соединения. В связи с этим при разработке рецептуры раствора для каждой конкретной скважины необходимо знать состав нефти, которая будет взята за основу. Целесообразнее применять нефть с высоким содержанием смол (10-12%) и ас-фальтенов (1,5-5%). В табл. 1 представлены материалы и оборудование для производства РНО.
Гудрон представляет собой густую (пастообразную) маслянистую жидкость - отход масложировой промышленности. Активное начало гудронов - предельные и непредельные жирные кислоты и их сложные эфиры. Применяется в качестве структурообразо-вателя инвертных эмульсионных растворов и растворов на основе загущенной нефти.
Известь (ГОСТ 9179-77) применяется в качестве структурообразователя растворов на углеводородной основе и для связывания свободной воды. Как правило, используется негашеная известь, которая должна содержать не менее 60% активного вещества. Активность определяется по ГОСТ. Применяется в виде порошка высокой дисперсности. Процесс растворения битума в дизельном топливе можно ускорить за счет тепла, которое выделяется при гашении извести. Негашеная известь обладает высокой гигроскопичностью, поэтому особые требования необходимо предъявлять к ее хранению и перевозке. Комовая негашеная известь транспортируется в контейнерах.
Соапсток - отход маслозаводов, производящих рафинированные растительные масла. Он представляет собой 50%-ную водную пасту, состоящую из смеси нейтрального жира, мыла жирных кислот и примесей. Различают хлопковый, подсолнечный и касторовый соапстоки. Следует отметить, что хлопковый соапсток, в отличие от подсолнечного и касторового, достаточно ферментативно устойчив.
Жирные кислоты - отход масложирзаводов. Об-
щая жирность 78,6%, влажность 20%.
Технология приготовления РНО. Приготовление раствора необходимо производить в следующей последовательности:
1. В гидромешалку или другое перемешивающее устройство залить расчетное количество нефти и жирных кислот, перемешивать 10-15 минут.
2. Ввести пятидесятипроцентный раствор каустической соды и перемешивать до достижения постоянной вязкости раствора.
3. Для снижения фильтрации раствора вводится мазут, время перемешивания с компонентами - 15 минут.
4. Для связывания воды вводится активная известь.
5. Для получения требуемой плотности вводится ПАВ и утяжелитель-раствор, перемешивается 40 минут.
Таблица 1
Материалы и дополнительное оборудование для производства РНО
При приготовлении каждой порции определяется содержание воды в РНО, а также замеряются все показатели.
Содержание воды в РНО определяется при отборе керна во время каждого долбления из средней пробы, полученной отбором через 15 минут одинакового количества выходящего из скважины бурового раствора по циклу.
Регулирование свойств бурового раствора:
- для снижения вязкости и статического напряжения сдвига (СНС) применять нефть или дизельное топливо;
- увеличение вязкости и СНС осуществляется вводом омыленных жирных кислот;
- снижение фильтрации достигается введением в раствор мазута;
- для более полного удаления воды нужно использовать известь;
- для утяжеления раствора и частичного удаления воды возможно использование свежего тампонажного цемента.
- для утяжеления раствора, и в дальнейшем для более качественного вскрытия пласта, использовать известняк. Замена производится при спущенном на забой бурильном инструменте за 5 метров до кровли продуктивного пласта в следующей последовательности:
1. Снизить плотность используемого бурового раствора до 1050 кг/м3 и осуществить один цикл промывки скважины.
2. Закачать 4 м3 буферной жидкости (ДТ или нефти) и закачивать непрерывно РНО до выхода буфера на поверхность.
3. Выходящий из скважины в процессе замены буровой раствор отводить в запасные емкости.
4. После выхода буферной жидкости на поверхность прекратить подачу РНО и приступить к приготовлению недостающего объема раствора и выравниванию его показателей.
Для успешного проведения работ по применению растворов на основе загущенной нефти необходимо составить:
- план подготовительных работ;
- план перевода скважины на бурение с использованием загущенной нефти;
- инструкцию по соблюдению мер пожарной безопасности в процессе бурения на нефть и газ с применением безводных растворов на углеводородной основе [4].
Рецептуры загущенной нефти. Исследованиями была показана возможность получения растворов на основе загущенной нефти. С их использованием успешно пробурены скважины на Средне-Ботуобинском, Дулисьминском, Верхнечонском и др. месторождениях. Установлена предпочтительность применения местной нефти, так как большинство ее составов представляет собой не только дисперсионную среду, но и агент, содержащий асфальтены, смолы и другие высокомолекулярные соединения, которые при размылении образуют коллоидные системы. В связи с этим при разработке рецептуры раствора для каждой конкретной скважины необходимо знать состав нефти, которая будет взята как основа. Целесообразно для загущения применять нефть с высоким содержанием смол (8-12%) и асфальтенов (1,5-5%). Дополнительным источником асфальто-смолистых веществ могут служить продукты окисления нефтяных остатков - битумы. Структурирование загущенной нефти осуществляется мылами, образующимися в результате омыления щелочных жирных кислот, входящих в состав гудронов, соапстоков и др.
Безводными растворами принято считать те, в которых находится не более 7% свободной воды. Для связывания воды в таких растворах обычно применяют известь, содержащую в своем составе не менее
Наименование Ед. измерения Количество
нефть т 89,0
жирные кислоты т 6,0
каустическая сода т 1,5
цемент т 15,0
мазут т 30,0
известь т 7,5
сульфонол т 1,5
жидкое стекло т 0,5
сталь листовая м2 15
пеногенераторная установка шт. 1
емкость 50 м (под нефть) шт. 3
огнетушитель пенный шт. 4
пожарный рукав длиной 40 м со стволом шт. 2
дыхательный клапан для емкости шт. 3
газоанализатор ГХ-4М шт. 1
насосно-компрессорные трубы м. 55
60% активного вещества. В результате образуется гидроокись кальция, которая, омыляя имеющиеся в нефти кислоты, создает кальциевые мыла, являющиеся хорошими структурообразователями.
В табл. 2 приведены состав и свойства загущенных растворов на основе различных составов нефти. Из таблицы видно, что, например, для загущения Ярактинских образцов нефти практически не требуется дополнительного ввода битума. Плотность растворов регулируется мелом или цементом, который вводится в систему для связывания воды. Анализ полу-
ченных ранее данных показывает, что оптимальное загущение происходит жирными кислотами или омыленной щелочью, а введение активной извести обеспечивает рост структурно-механических показателей и снижение фильтрации. Это, вероятно, объясняется образованием кальциевых мыл жирных кислот, более прочно связанных с поверхностью частиц извести и обладающих большей стабилизирующей способностью, чем натровые мыла.
Более существенное снижение фильтрации обеспечивается введением окисленного битума.
Таблица 2
Загущение нефти Ярактинского месторождения (р - 831 кг/м3, смола - 1,87%, асфальтены - 0,02%, V - 12,46 мм2/с2)_
Состав раствора, % Показатели раствора Примечание
р, кг/м3 УВ100, С CHC1/10 дПа 3 Ф30, см
Нефть - 96 NaOH - 1 Ж.к. - 3 863 15 6/6 14 Состав раствора, в %: Нефть - 50-55 Мазут - 19-20 Известь - 5-6 NaOH - 1-1,5 Сульфонол - 0,5-1,0 Ж.к. - 3-5 Мел - 15-20
Нефть - 76 NaOH - 1 Ж.к. - 3 Мазут - 20 905 22 8/9 9 -
Нефть - 56 NaOH - 1 Ж.к. - 3 Мазут - 20 Известь - 20 1014 25 10/10 10 -
Нефть - 25,5 NaOH - 1 Ж.к. - 3 Мазут - 30 Известь - 20 Мел - 20 Сульфонол - 0,5 1040 47 27/27 8 -
Нефть - 55 NaOH - 1 Ж.к. - 3 Мазут - 20 Известь - 20 Сульфонол - 1 1030 36 23/23 7 -
Нефть - 94,25 NaOH - 0,75 Ж.к. - 5 864 30 11/12 14 -
Утяжеление раствора до необходимой величины плотности достигается введением утяжелителей. Используемая в эксперименте известь, как и цемент, выполняет роль утяжелителя.
Лабораторными исследованиями установлено, что введением в загущенный раствор 5-7% активной извести связывается 60% воды, содержащейся в нем. Цемент в меньшей мере связывает воду: тем же количеством его связывается всего 11-13%. Полностью удалить воду из системы не удалось, 0,5% ее остается не связанной: по-видимому, она необходима для протекания реакции омыления жирных кислот.
Таким образом получены безводные буровые растворы на основе загущенных сортов нефти Средне-Ботуобинского и Верхнечонского месторождений. Показана возможность загущения нефти отходами мас-ложировой промышленности. В качестве утяжелителей, связывающих воду, использовались цемент и известь [4].
Приведены результаты лабораторных опытов, проведенных на искусственных кернах для определения влияния растворов: на нефтяной основе, соленого водного, известково-крахмального, нефтеэмульсион-ного и других - на проницаемость. Методика испытаний была такова. Сначала измерялась начальная проницаемость керна для смеси, состоявшей из 50% светлого масла и 50% ксилола. Затем керны загрязнялись промывочным раствором в течение 1 ч при перепаде давлений 7 кг/см2. После этого указанная смесь масла и ксилола пропускалась через керн в противоположном направлении и определялась восстановленная проницаемость. Результаты опытов показали, что наибольшее восстановление проницаемости получено в кернах, загрязненных раствором на нефтяной основе.
Восстановленная проницаемость, % от первоначальной:
Раствор на нефтяной основе А - 91,5%.
Раствор на нефтяной основе В - 96,4%.
Раствор на нефтяной основе С - 68,5%.
Нефтеэмульсионный раствор - 51,5%.
Нефтеэмульсионный раствор на соленой воде -48,7%.
Известково-крахмальный раствор - 38,1%.
Водный глинистый раствор - 7,1%.
Опыты показывают, что при использовании для бурения и заканчивания скважин РНО достигается максимальная продуктивность. Данные согласуются с результатами, полученными при сопоставлении деби-тов скважин, которые были пробурены на горизонты, имеющие примерно одинаковые пластовые характе-
ристики, и закончены с промывкой растворами на водной и нефтяной основах [2].
Геофизические исследования. Раствор на основе загущенной нефти является не электропроводящим типом раствора, поэтому все электрические методы геофизических исследований не пригодны. В этой среде применимы методы: радиоактивного каротажа, а также акустический, индукционный, инклино-метрия, кавернометрия, профилеметрия и термометрия.
Цементирование скважин. Качественное цементирование скважин, пробуренных с использованием загущенной нефти, возможно обычным тампонаж-ным цементом с соответствующей буферной жидкостью. Последовательность подготовки скважины к цементированию: разжижение загущенной нефти производится дизельным топливом, затем закачивается водный раствор ПАВ (ОП-10, сульфонол и др.) в количестве 5 м3.
Меры противопожарной безопасности при приготовлении раствора и бурении скважины.
Все участники производства должны быть дополнительно проинструктированы о мерах пожарной безопасности. До начала работ по приготовлению раствора выполняются следующие мероприятия:
1. Узел приготовления раствора должен быть изолирован от буровой и обеспечен естественной вентиляцией.
2. Емкости для хранения дизельного топлива, нефти и запаса раствора должны находиться от устья скважины на расстоянии не менее 50 м.
3. Все деревянные и тканевые поверхности при-вышечных сооружений, находящихся в непосредственной близости от циркуляционной системы и приемных емкостей, должны быть покрыты 25-30%-ным раствором жидкого стекла.
4. Необходимо обеспечить естественную вентиляцию над желобами и приемными емкостями.
5. Настил пола буровой в месте прохождения желоба должен быть выполнен из несгораемого материала. Ширина несгораемой части настила - не менее двух метров.
Заключение. В ходе исследования выявлено, что основным условием повышения эффективности поисковых работ и подсчета запасов нефти и газа на месторождениях Восточной Сибири является применение растворов на нефтяной основе, которые обеспечивают сохранность естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность и достоверность результатов опробования.
Статья поступила 24.11.2014 г.
Библиографический список
1. Николаева Л.В. Особенности вскрытия продуктивных горизонтов на нефтяных месторождениях Восточной Сибири // Известия СО РАН. 2013. 13 с.
2. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. 599 с.
3. Уменьшение повреждения пласта с помощью специ-
ально разработанных решений по управлению коллектором. Красноярск: Изд-во компании Halliburton Baroid, 2014. 28 с. 4. Николаева Л.В. Методические рекомендации по приготовлению и применению растворов на углеводородной основе в Восточной Сибири. Иркутск: Изд-во ВостСибНИИГ-ГиМС, 1983. 25 с.
