CC BY
20БУРЕНИЕ
УДК 622.279.7
А.В. Кустышев1, e-mail: kustishev@tngg.info; Д.С. Леонтьев1, e-mail: ieonfob@maii.ru
1 Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия).
Исследование свойств торфощелочного раствора для бурения скважин в глинистых породах
В статье рассмотрен вопрос разработки и исследования торфощелочного бурового раствора с высокой ингибирую-щей способностью. Приведены рецептуры исследуемых растворов с необходимыми реологическими свойствами. Применение разработанного торфощелочного раствора позволит безаварийно бурить скважины в интервалах, сложенных глинистыми отложениями.
В последнее время в стране значительно выросли объемы бурения глубоких скважин и усложнились геолого-технические условия их проводки. Это повышает требования к качеству буровых и тампонажных растворов, а также к технологическим жидкостям, применяемым при ремонте скважин.
Перспективны для приготовления буровых растворов каустоболиты - природные органогенные материалы (сапропели, торф, бурые угли и т.д.). Авторы активно занимаются разработкой новых материалов на основе торфа. В частности, разработан торфощелочной раствор для бурения скважин в интервалах, сложенных глинистыми и многолетнемерзлыми породами (ММП), включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от ближайшего аналога он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве реагента снижения пенообразования - пеногаситель Могутов МАС-200М.
Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель.
В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов, - гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже применяются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.
Также авторами разработан вязкоупругий состав (ВУС) при проведении ремонтных работ в скважинах, включающий в себя торф, калийносодержащий щелочной модификатор, хлористый калий, полимер, утяжелитель, пеногаситель и воду. Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сПз), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.
Ключевые слова: осыпи, обвалы стенок скважины, торфощелочной раствор, бурение скважин, глинистые породы.
A.V. Kustyshev1, e-mail: kustishev@tngg.info; D.S. Leontyev1, e-mail: leonfob@mail.ru
1 Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia).
Investigation of the peat-alkaline fluid properties for wells drilling in argillaceous rocks
The present article considers the issue of research and development of peat-alkaline fluid with high inhibitory ability. Test fluids formulas are given for the required rheological properties. Application of developed peat-alkaline fluid allows for trouble-free wells drilling within intervals in clay deposits.
The country has recently increased the quantity of deep wells drilling and geological and technical conditions for their targeting have complicated. This increases quality requirements for drilling and grouting fluids, as well as for process fluids used during well repair.
Caustobioliths - natural organogenic materials (sapropel, peat, brown coal, etc.) are promising for the preparation of drilling fluids. The authors are actively involved in the development of new materials based on peat. In particular, the peat-alkaline fluid for wells drilling in the intervals of clay and permafrost (MMP) rocks was developed, including peat,
56
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
alkaline modifier, inhibitor, flocculant and water. In contrast to the closest analogue it additionally comprises of a fluid loss reducer and antifoaming agent, and as fluid loss reducer the Polydia polymer is used and as antifoaming agent -antifoamer Mogutov MAC 200M.
Peat drilling fluids are environmentally friendly, easy to clean from mud, after use, they can be used for land reclamation. The peat includes a range of substances very valuable from the position of drilling fluids - humic acid, hemicellulose, starch and pectin, bitumen, etc. and lignin. Peat humate agents are already applied for drilling fluid properties control due to their availability, low cost of raw materials and ease of preparation.
In addition, the authors have developed a viscoelastic composition (VEC) during repair works in the wells, including peat, pottasic alkaline modifier, potassium chloride, polymer, weighting agent, antifoaming agent and water. A special feature is the ability of VEC to degrade over time; VEC is adjusted by changing the ratio of ingredients, or media pH, or by entering the destructor under shear deformations. After the destruction the composition has a minimum viscosity (1.5-2 cps), but retains a minimum filtering and completely removed from the reservoir after simple processing methods.
Keywords: rock scree, well walls collapse, peat alkaline fluid, wells drilling, clay rocks.
В процессе строительства скважин, особенно при бурении в глинистых породах, наблюдаются различные осложнения. Несмотря на имеющийся опыт бурения в различных горно-геологических условиях, затраты на устранение осложнений при проводке скважин достигают до 7-10% от самого процесса бурения. Это связано с усложнением условий бурения, увеличением количества наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50% аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с горной породой [1, 2].
Осыпи и обвалы стенок скважин в основном происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалы чаще всего возникают вследствие набухания. Проникновение свободной воды, содержащейся в буровых и промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол
скважины и в конечном итоге к обрушению на забой [3, 4]. При проектировании и строительстве разведочных и добывающих скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь экспериментальные данные по набуханию образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов.
Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым, достаточно доступным и недорогим материалом. При этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной и достаточно оптимальной заменой традиционно используемым глинистым материалам. Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель в виде как растворов, так и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах. Существует мнение, что применение торфа имеет относительно низкую эффективность в качестве структу-рообразователя. Однако в его состав входит целый комплекс веществ, весьма
ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления, но имеют существенный недостаток полимеризации. Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [4-6]. Недостатком трехкомпонентных растворов (торф - вода - щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами. Известен буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия с целью снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии содержит следующие ингредиенты (%, масс.): гуматосодержа-щее вещество - 4-8; щелочной электролит - 0,2-1,5; гелеобразователь - 1-3; органический стабилизатор - 0,1-1; ингибитор - 1-4; вода - остальное [5]. Недостатками такого раствора являются низкая флокулирующая способность и,
Ссылка для цитирования (for citation):
Кустышев А.В., Леонтьев Д.С. Исследование свойств торфощелочного раствора для бурения скважин в глинистых породах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 56-62.
Kustyshev A.V., Leontyev D.S. Investigation of the peat-alkaline fluid properties for wells drilling in argillaceous rocks (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 3, pp. 56-62.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
57
БУРЕНИЕ
Рис. 1. Глинистые брикеты для исследований Fig. 1. Clay bricks for survey
несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингиби-рующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров.
Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакрила-мид (ПАА), водорастворимый метаси-ликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или 0П-10 [6].
Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.
Наиболее оптимальным для рассматриваемых геолого-климатических условий является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется калийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора - хлористый калий, в качестве фло-кулянта - полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, %, масс: торф - 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор - 0,5-1,5; хлористый калий - 1-3; ПАА - 0,0020,004; вода - остальное. Однако данный раствор также имеет недостатки, главным из которых является высокое пенообразование. Кроме того, несмотря на наличие в составе ингиби-
тора и ПАА, отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Для повышения надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами,необходим новый буровой раствор. Одним из путей решения поставленной перед авторами задачи является разработка полимер-торфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующи-ми свойствами по отношению к глинистым породам и невысоким пенообра-зованием.
Авторами на основании проведенных исследований предлагается состав, включающий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Ро1^1'а, а в качестве реагента снижения пенообразования - пеногаситель Могутов МАС-2000. Полимер Ро1^1'а, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.
Полимер Ро1у^'а выступает и в роли флокулянта, необходимого для стабилизации набухающих в воде глин. Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.
Флокулянты - это в большинстве случаев водорастворимые полимеры как природного, так и искусственного происхождения, с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катион-ный или нейтральный заряд. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химиче-
ского состава макромолекул, наличия и числа в полимере ионогенных групп, активность которых зависит даже от структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.
Продукт МАС-2000 используется для обработки буровых растворов, физико-химические свойства которого разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250 °С. Механизм пеногашения базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их каолесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя
Рис. 2. Цилиндры для исследований Fig. 2. Cylinders for survey
58
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
комбинат
ЭЛЕКТРОХИМПРИБОР
ПРЕДПРИЯТИЕ ГОСКОРПОРАЦИИ «РОСАТОМ»
В соответствии с действующим законодательством на необходимые виды продукции комбинат имеет сертификаты. Система менеджмента качества комбината сертифицирована на соответствие ГОСТ РИСО 9001-2008.
Продукция комбината хорошо известна отечественным и зарубежным потребителям. Продукция поставляется предприятиям транспортировки газа и нефти, входящим в ОАО «Газпром», а также широкому спектру строительных организаций России и СНГ.
Все оборудование для сварочных и газорезательных работ прошло экспертизу в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на безопасность применения конструкций и имеет соответствующие заключения.
БОЛЕЕ
УСПЕШНОГО БИЗНЕСА
С-
Система менеджмента качества предприятия сертифицирована по международному стандарту ISO 9001:2008
Система экологического менеджмента предприятия сертифицирована по международному стандарту IS0 14001:2004
ФГУП «Комбинат «Электроприбор» - многопрофильное предприятие Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом», специализирующееся на выпуске сложной наукоемкой продукции, производстве нестандартной высокотехнологичной продукции, а также изготовлении металлоконструкций различного назначения.
Более 150 видов импортозамещающего оборудования, предназначенного для эксплуатации, ремонта магистральных трубопроводов и компрессорных станций:
• запорная арматура на различные условные проходы;
• средства малой механизации для выполнения ремонтных работ и эксплуатации на магистральных трубопроводах
в полевых условиях: поршни очистители и разделители, гидравлические насосы, гидродомкраты;
• оборудование для сварочных и газорезательных работ: машины для резки труб, центраторы, калибраторы, термопояса;
• капитальный ремонт и модернизация шаровых кранов для магистральных газопроводов от ДуЗОО до Ду1400;
• крупногабаритные металлоконструкции.
НАДЕЖНОСТЬ
ВО ВСЕМ
Налажен серийный выпуск затвора быстродействующего байонетного типа ШРК, предназначенного для камер запуска/приема внутритрубных устройств, служащих для обслуживания газо- и нефтепроводов с условным проходом DN1000,1200,1400 и рабочим давлением PN8,0 МПа.
Данный затвор запатентован в «Роспатент» и изготавливается по конструкторской документации ООО «УралКомплектСервис» на производственных мощностях ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор».
Генеральный директор
теп. (34342) 9-50-62 | факс (34342) 2-65-03
Отдел маркетинга и сбыта тел.(34342)9-59-00 | факс (34342) 9-59-09 e-mail: market@ehp-atom.ru
ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор» 624200, Свердловская область, г. Лесной, Коммунистический проспект, 6а
www.ehp-atom.ru
БУРЕНИЕ
активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обуславливает незначительные потери реагента.
Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-2000 можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пено-гашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.
Торф используется в буровом растворе в качестве органической дисперсной фазы. Как известно, дисперсная фаза чаще всего представлена твердыми веществами. Коллоидные частицы в дисперсной системе играют важнейшую роль в получении стабильной коллоидной системы. В предлагаемом авторами составе применяется верховой очищенный торф с влажностью 60%.
В торфощелочном буровом растворе в качестве щелочного модификатора используется гидроксид калия (КОН). При его использовании происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.
Дополнительное обогащение раствора калий-ионами происходит при введении в него хлористого калия (KCl). Сочетание калийносодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых сланцев.
В нашем случае применялся КОН по ГОСТ 24363-80, который представляет собой белые чешуйки, гранулы чечевицеобраз-ной формы или куски с кристаллической структурой на изломе. KOH сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде и спирте, быстро поглощает из воздуха углекислоту и воду и постепенно переходит в углекислый калий. Калий хлористый применялся по ГОСТ 4568-95.
Для оценки эффективности предлагаемых составов была проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых образцов в среде исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE. Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопоро-шок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) в течение 30 минут были приготовлены образцы для исследований (рис. 1).
После приготовления образцы помещали в специальные цилиндры (рис. 2), в которые вводились исследуемые растворы, и выдерживались до тех пор, пока графики результатов не начнут выполаживаться (стабилизироваться). Исследуемые составы торфощелочных растворов и результаты испытаний представлены на рисунке 3. Анализируя фактически полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы № 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором № 1, взятым за прототип. Однако недостатком раствора № 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупру-гого состава при глушении нефтяных скважин. Условная вязкость растворов № 3 и № 4 равны 114 с и 30 с соответственно.
Далее по результатам исследований составлены уравнения зависимостей набухания брикетов в средах каждого торфощелочного раствора (рис. 4-7). График зависимости раствора № 1 описывается полиномиальной функцией четвертой степени при величине достоверной аппроксимации 0,9935:
y = -0,0004x4 + 0,0227x3 - 0,5367x2 + 7,0563x - 3,8511.
График зависимости раствора № 2 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:
45 40
ш г
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Время проведения эксперимента, ч Test time, h
Раствор 1 Fluid 1
Раствор 2 Fluid 2
Раствор 3 Fluid 3
Раствор 4 Fluid 4
Рис. 3. Результаты исследований Fig. 3. Survey results
DRILLING
у = -0,0002х4 + 0,0082х3 - 0,1883х2 + 2,9167х - 2,0908,
величина достоверной аппроксимации равна 0,998.
График зависимости раствора № 3 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:
у = -0,0003х4 + 0,0137х3 - 0,2808х2 + 3,6906х - 1,9316,
при этом величина достоверной аппроксимации равна 0,9959. График зависимости раствора № 4 описывается полиномиальной функцией четвертой степени:
у = -0,0003х4 + 0,0179х3 - 0,4245х2 + 5,9129х - 3,295,
величина достоверной аппроксимации R2 = 0,9952.
Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структу-рообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.
Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.
Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Ро^1'а и воду.
Такой раствор в отличие от прототипа отличается тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, а в качестве реагента понизителя водоотдачи - полимер Ро1у^'а при следующем соотношении компонентов, %, масс.:
о+$Р
О 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Время проведения эксперимента, ч Test time, h
Рис. 4. Динамика набухания глинистого брикета в среде раствора № 1 в ходе проведения эксперимента
Fig. 4. Clay brick swelling dynamics in the fluid No. 1 media during the testing
25
* 20 P sS tu .. 1 i1 15 "53 о г Jji 10 S о "С CO ПЗ 5
V= 0 0 DC 2 X4 +0, DC 8 2> F (3 г= 0 =П 18! qq ЗЗх + 2, 9167х- 2, 0< Ю 8
ч
0 В ре 8 9 10 мя прове/ T 1 ie äS 1 н t 1 м ti 2 : m 1 к е, 3 СГ h 1 е 4 pi 1 11» 5 е 1 HI б а 1 ч 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
Рис. 5. Динамика набухания глинистого брикета в среде раствора № 2 в ходе проведения эксперимента
Fig. 5. Clay brick swelling dynamics in the fluid No. 2 media during the testing
Время проведения эксперимента, ч Test time, h
Рис. 6. Динамика набухания глинистого брикета в среде раствора № 3 в ходе проведения эксперимента
Fig. 6. Clay brick swelling dynamics in the fluid No. 3 media during the testing
' торф - 5-7; • пеногаситель - 1-3;
' КОН - 0,5-1,5; • полимер PoLydia - 0,1-0,5;
' KCL - 1-3; • вода - 85-92,4.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
61
БУРЕНИЕ
у=-0,0003х4+0,0179х3-0,4245х2+5,9129х-3,295 R2=0,9952
iü
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Время проведения эксперимента, ч Test time, h
Рис. 7. Динамика набухания глинистого брикета в среде раствора № 4 в ходе проведения эксперимента
Fig. 7. Clay brick swelling dynamics in the fluid No. 4 media during the testing
Существует мнение, что при очистке торфощелочного бурового раствора возникают некоторые сложности. Как правило, размер частиц торфа, применяемого для обработки буровых растворов, составляет от 0,1 до 10 мм, что приводит к закупориванию ячеек вибросита и снижению эффективности работы всех ступеней системы очистки. Стоит отметить, что при добавлении ги-дроксида калия в раствор происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.
Более того, такой торфощелочной раствор можно рекомендовать при вскрытии продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф, и нефть имеют органическое происхождение.
ВЫВОД
Предметом исследования, результаты которого приведены в статье, является торфощелочной буровой раствор с высокой ингибирующей способностью, применение которого позволит безаварийно бурить скважины в интервалах,
сложенных глинистыми отложениями. Предлагаемый авторами торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в глинистых породах отличается от известных тем, что он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве флокулянта и понизителя водоотдачи применяется полимер Ро^1а, а в качестве реагента снижения
пенообразования - пеногаситель Могу-тов МАС-2000. По результатам анализа полученных результатов исследований при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Ро1^1а и воду.
References:
1. Vadetskiy Y.V. Oil and gas wells drilling [Burenie neftjanyh i gazovyh skvazhin]. A textbook for initial vocational education. Academy Publishing Center, Moscow, 2003, 352 pp.
2. Povalikhin A.S., Kalinin A.G., Bastrikov S.N., Solodkiy K.M. Drilling of inclined, horizontal and multi holed wells [Burenie naklonnyh, gorizontal'nyh i mnogozabojnyh skvazhin]. TsentrLitNefteGaz, Moscow, 2011, 645 pp.
3. Basarygin Y.M., Bulatov A.I., Proselkov Yu.M. Oil and gas wells drilling [Burenie naklonnyh, gorizontal'nyh i mnogozabojnyh skvazhin]. Manual for college-level institutions. Nedra-Businescenter LLC, Moscow, 2002, 632 pp.
4. Basarygin Yu.M., Bulatov A.I., Proselkov Yu.M. Complications and failures during oil and gas wells drilling [Oslozhnenija i avarii pri burenii neftjanyh i gazovyh skvazhin]. College-level institution text book. Nedra Publ., Moscow, 2000, 680 pp.
5. Agnelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov V.Ye. Drilling fluids for complicated conditions [Burovye rastvory dlja oslozhnennyh uslovij]. Nedra Publ., Moscow, 1988.
6. Anisimov A.A., Vorobyeva N.M., Avdeeva N.D., Demidova O.V., Zakharov B.I. Clay-free drilling fluid [Bezglinistyj burovoj rastvor]. Pat. No. 2102429 RF C 09 K 7/02. ch/ (RF). No. 96111140, appl. 24.06.1996; publ. 20.01.1998, bul. No. 2.
7. Akhmidiev R.G., Panov V.B., Simonnikov O.I. Clay-free drilling fluid [Bezglinistyj burovoj rastvor]. A.S. 945163 SSSR. C 09 K 7/02. No. 2966514, appl. 24.07.1980; publ. 23.07.1982, bul. No. 23.
8. Leontyev D.S., Kustyshev A.V., Ovchinnikov V.P., Bakin D.A. Peat-alkaline fluid for wells drilling in permafrost rock mass [Torfoshhelochnoj burovoj rastvor dlja burenija skvazhin v mnogol.etnemerzl.yh porodah]. Appl. RF No. 2014117048, priority 25.04.2014.
Литература:
1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2003. 352 с.
2. Повалихин А.С., Калинин А.Г., Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. 645 с.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособ для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 632 с.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. М.: Недра, 2000. 680 с.
5. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988.
6. Анисимов А.А., Воробьева Н.М., Авдеева Н.Д., Демидова О.В., Захаров Б.И. Безглинистый буровой раствор: пат. № 2102429 РФ. С 09 К 7/02. ч/ (РФ). № 96111140, заяв. 24.06.1996; опубл. 20.01.1998, бюл. № 2.
7. Ахмидиев Р.Г., Панов В.Б., Симонников О.И. Безглинистый буровой раствор: А.С. 945163 СССР. С 09 К 7/02. № 2966514, заяв. 24.07.1980; опубл. 23.07.1982, бюл. № 23.
8. Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Овчинников В.П., Бакин Д.А. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах: заявка РФ № 2014117048, приор. 25.04.2014.
ООО НПП «ЭКРА»
г. Чебоксары, пр. И. Яковлева, 3.
www.ekra.ru
1МАОГЬ^Ы I
О
□
о
С
□
о
с
О
ЗшлЦу Шл&ы,
