автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Проектирование и технология бурения глубоких разведочных скважин в Западной Сибири

>-¡6 0 /1

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕЙ ШКОЛЕ

УФИМСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

На правах рукописи

ШАРИПОВ АМИР УСМАНОВИЧ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 1993

Работа выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибБурНИПИ).

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор В.И.Крылов, доктор технических наук,член-корреспондент ТАН профессор И.Г.Юсупов, доктор технических наук, старший научный сотрудник Н.И.Крысин.

Ведущее предприятие - производственное предприятие "Пурнефтегазгеология"

Защита состоится 1993 г. в /Г часов на

заседании специализированного Совета Д063.09.02 при Уфимском нефтяном институте по адресу: 450062, г.Уфа-62,ул. Космонавтов,1.

С диссертацией можно ознакомиться в техническом архиве Уфимского нефтяного института.

Автореферат разослан/¿л/7 993 г.

Ученый секретарь специализированного Совета,

доктор физико-математических наук, ---

доцент Р.Н.Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

В топливно-энергетическом балансе страны роль нефти и газа чрезвычайно высока и длительное время будет оставаться определяющим фактором в базовой экономике страны. В решении задачи подъема и устойчивого поддержания объемов добычи нефти и газа Западно-Сибирский и Урало-Поволжский нефтегазовые комплексы будут оказывать на экономику страны доминирующее влияние. Поэтому повышение основных конечных количественных и качественных показателей бурения и заканчивания глубоких разведочных и добывающих скважин на нефть и газ является актуальной проблемой. Для ее решения необходимо научное многовариантное прогнозирование и проектирование строительства глубоких скважин на длительный период развития с оперативным контролем и регулированием основных количественных и качественных показателей, обеспечивающих устойчивость развития топливно-энергетического комплекса страны. Анализ затрат строительства глубоких разведочных скважин в Западной Сибири показывает, что 80-95% затрат (материальных, финансовых и трудовых) зависят от фактора времени и 5-20% затрат - от постоянных факторов. Поэтому геологоразведочные предприятия, осуществляющие строительство глубоких разведочных скважин, закладывают в проектно-сметную документацию большой фактор времени для получения большого объема финансирования при средних показателях работ. Принцип разработки проектно-сметной документации на строительство глубоких разведочных и добывающих скважин в настоящее время основан на низкосредних показателях прошедшего периода, а не на научной базе проектирования, оперативного контроля и регулирования с целью обеспечения получения высоких конечных основных количественных и качественных технологических и технико-экономических показателей бурения глубоких скважин. Поэтому проектирование основных показателей строительства глубоких скважин должно быть

многовариантным, с научным обоснованием основных показателей по каждому варианту как для отдельных так и для групп скважин с включением для широкой реализации высокоэффективных научно-технических разработок и достигнутого передового опыта. Проектирование основных количественных и качественных показателей бурения и технологических процессов должно основываться на учете поинтервальных изменений этих показателей по глубинам отдельных и групп скважин.

Актуальной проблемой также является создание экологически безопасной технологии бурения глубоких скважин на базе разработки и проектирования основных составов полимерных буровых растворов на базе применил экологически безопасных полимерных и смазочных реагентов для различных интервалов бурения и методов утилизации отходов бурения и освоения скважин.

Цель работы

Разработка научно-методических основ многовариантного проектирования и оперативного регулирования базовых составов полимерных растворов и гаммы низкооборотных долот с целью повышения основных конечных количественных и качественных показателей строительства отдельных и групп глубоких разведочных и эксплуатационных скважин в Западной Сибири.

Основные задачи исследований

1. Обоснование и разработка методики прогнозирования, проектирования и оперативного регулирования основных конечных показателей бурения.

2. Разработка методики выбора и технологических основ применения низкооборотных долот при бурении глубоких разведочных скважин в Западной Сибири

3. Обоснование методики исследований технологических свойств полимерного раствора и определение количественного содержания полимеров в растворах.

-54. Исследование особенностей вязкостных, адсорбционных, фильтрационных и флокулирующих свойств полимерных растворов без - и с содержанием твердой фазы.

5. Теоретические и экспериментальные исследования особенности фильтрации полимерных растворов в пористой среде применительно к вскрытию продуктивных пластов.

6. Исследования, разработка и проектирование базовых составов полимерных растворов как без, так и с содержанием твердой фазы применительно к конкретным интервалам бурения глубоких скважин в Башкортостане и Западной Сибири на основе экологически безопасных реагентов.

7. Разработка новых способов утилизации, жидких и твердых отходов бурения с применением водоотверждающих полиуретановых полимеров и составов и способов гидроизоляции поверхности шламовых амбаров, сбора нефти с поверхности водоемов.

8. Программное обеспечение для ПЭВМ прогнозирования и регулирования основных технологических показателей бурения.

Научная новизна

1. Разработаны научно - методические и технологические основы проектирования, контроля и оперативного регулирования конечных количественных показателей бурения для одиночных и групп глубоких скважин.

2. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены особенности фильтрации и возникновение начального градиента давления, изолирующие свойства полимерных растворов в системе "скважина-пласт".

3. Установлено явление синергизма - повышение динамической вязкости полимерного раствора при взаимодействии акриловых полимеров и карбоксиметилцеллюлозы и других реагентов.

4. Разработаны основные принципы проектирования и оперативного регулирования базовых составов полимерных буровых растворов для различных

интервалов бурения и заканчивания глубоких скважин на основе экологически безопасных полимерных и смазочных реагентов.

5. Обоснована и доказана целесообразность отверждения отходов бурения и гидроизоляции грунтов на территории буровых применением водоотверждаю-щегося полиуретанового полимера и других вяжущих составов и сбора нефти сорбентами с поверхности водоемов.

6. Разработана методика определения концентрации полиакриламида и полиакрилонитрила в водных растворах.

Основные защищаемые положения

1. Методические и технологические основы проектирования и оперативного регулирования основных количественных и качественных показателей бурения и вскрытия продуктивных пластов одиночных и групп глубоких скважин.

2. Научные принципы проектирования и технология применения базовых составов полимерных растворов для различных интервалов бурения и вскрытия продуктивных пластов в зависимости от разбуриваемых горных пород, флокулирующей, адсорбционной способности и динамической вязкости растворов.

3.Повышение динамической вязкости полимерных растворов вследствии явления синергизма при взаимодействии полиакриламида, КМЦ и других полимеров.

4. Закономерности фильтрации полимерных растворов через проницаемые среды в системе "скважина-пласт", учитывающие технологические свойства полимерных буровых растворов, режимы вскрытия пластов, емкостные свойства проницаемых сред и фактор времени.

5. Базовые составы полимерных растворов, разработанные применительно к условиям бурения глубоких скважин в Башкортостане и Западной Сибири.

6. Составы и технологии отверждения отходов бурения с использованием водоотверждающих полиуретановых полимеров и других вяжущих составов. Новые способы сбора нефти с поверхности водоемов.

Практическая ценность

1. Методические и технологические основы прогнозирования, проектирования, контроля и регулирования основных количественных и качественных показателей бурения глубоких скважин с программным обеспечением на ПЭВМ полезны научно-исследовательским, учебным нефтяным институтам и инженерно-техническим работникам предприятий.

2. Проектирование, выбор и регулирование базовых составов полимерных буровых растворов возможно осуществлять на основе предварительных экспериментальных исследований фильтрационных свойств полимерных растворов применительно к конкретным свойствам горных пород по интервалам бурения с сопоставлением результатов геофизических исследований в скважинах.

3. Способы утилизации отходов бурения, гидроизоляции стенок шламовых амбаров и сбора нефти с водной поверхности ценны при реализации экологически безопасной и безотходной технологии строительства глубоких скважин.

4. Оригинальные базовые составы полимерных буровых растворов без - и с малым содержанием твердой фазы на основе экологически безопасных реагентов для бурения и заканчивания глубоких скважин в условиях Башкортостана и Западной Сибири и технологические основы применения. Для оперативного контроля и регулирования процесса вскрытия продуктивных пластов с использованием полимерных растворов разработаны программы для ПЭВМ.

Реализация работы в промышленности

Для реализации работы в промышленности разработаны:

1. РД 39-2-12-70-85 "Инструкция по технологии вскрытия продуктивных пластов бурением с применением полимерных растворов без твердой фазы". Уфа. - 1985.- С. 21.

-82. Методическое руководство по проектированию и определению конечных технико-экономических показателей бурения на базе использования научно-технического прогресса в различных интервалах бурения. Тюмень. - 1986. - С. 31.

3. Методика и программа работ по применению низкообортных лицензионных долот с маслонаполненными опорами серии ГНУ и ГАУ комбинированным способом бурения в 1987-1990 гг. в Главтюменьгеологии. Тюмень. - 1987. - С. 18.

4. ГОСТ - 1.7.3.12-86 "Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении, добыче нефти и газа на суше". - С. 7.

б. РД 39-2-893-83 "Комбинированный метод очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы". Уфа. - 1983. - С. 23.

6. Инструкция по глушению скважин утяжеленными полимерными жидкостями без твердой фазы. - Уфа. - 1978. - С. 11.

7. Инструкция по применению метода химической очистки технической воды от частиц выбуренной породы. Уфа. - 1981. - С. 19.

8. Инструкция по приготовлению и применению полимерных растворов различного состава при высокооборотном и низкооборотном бурении глубоких разведочных скважин. Тюмень. - 1988. - С. 20.

9. Программа работ по приготовлению и применению полимерного раствора при бурении глубоких скважин в производственных объединениях Главтюменьнефтегаза. Тюмень. 1988. - С. 10.

10. Разработан и освоен выпуск отечественного полимера ВПК комплексного действия для полимерных и тампонажных растворов.

11. Разработан и освоен выпуск отечественного реагента Амифол комплексного действия для буровых и тампонажных растворов, соответствующий ТУ 6-09-20-157-89.

12. Разработан и освоен опытно-промышленный выпуск полимерных реагентов Флучан и Дэман, соответствующий ТУ 6-08-873-86.

Алробация работы

Основные результаты исследований диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях, семинарах и совещаниях:

- Всесоюзный симпозиум "Физико-химические основы применения и направленного синтеза ПАА", Ташкент. - 1974;

- Всесоюзное научно-техническое совещание "Новые способы получения газонаполненных полимеров и области их применения в народном хозяйстве". Владимир. - 1974 и 1978 гг.;

- VII международный конгресс по поверхностно-активным веществам. Москва. - сентябрь. - 1976;

- Всесоюзный семинар по гидравлике промывочных жидкостей и цементных растворов. Волгоград. - 1976;

- Седьмая Всесоюзная конференция по коллоидной химии и физико-химической механике. Минск. - 1977;

- Четвертая Республиканская конференция по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. Киев. - Ивано-Франковск. - 1977,1981;

Всесоюзное совещание "Применение неньютоновских систем в нефтедобыче". Ухта. - 1977;

- Всесоюзный семинар по гидравлике промывочных и тампонажных растворов. Астрахань. - 1978;

- Десятая Международная научная конференция по геохимическим и физико-химическим проблемам при разведке и добыче нефти и газа. Петролгеохим-82. Варна, НРБ. - 1982;

- Всесоюзная конференция "Разрушение горных пород при бурении скважин". Часть 2. Уфа. - 1982;

- Всесоюзное совещание "Состояние и пути совершенствования техники и технологии промывки скважин, вскрытия продуктивных пластов". Краснодар. -1984;

-10- Всесоюзная научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". Тюмень. - 1985;

Областная конференция "Пути улучшения качества и ускорения строительства скважин в условиях Западной Сибири". Тюмень. - 1987;

III Всесоюзная конференция "Водорастворимые полимеры и их применение". Иркутск. - 1987;

- Всесоюзная конференция "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин". Ивано-Франковск. - 1988;

Всесоюзные семинары, организованные автором: "Эффективность применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких разведочных скважин на нефть и газ.", "Эффективность вскрытия и методов оценки сложнопостроенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин" Тюмень. - 1989,1990;

- Международная конференция "Механика горных пород при бурении". Грозный. - 1988, 1990, 1991.

- В 1987-1991г.г. работы в области создания и технологии применнения низкооборотных долот, полимерных реагентов и растворов выполнялись в составе отраслевой программы "Геолог" .Работы в области создания полимерных растворов для вскрытия продуктивных пластов выполняются региональной научной Российской программой "Поиск"

Разработки по теме диссертации экспонировались на ВДНХ СССР и автор удостоен золотой (1992 г.), двух серебрянных (1980, 1992 гг.) и двух бронзовых медалей (1978, 1979 гг.).

Фактический учтенный экономический эффект в ценах 1984 г. от внедрения полимерных растворов по Нефтекамскому, Краснохолмскому, Уфимскому УБР за 1980-1991 годы составил по 2844 скважинам - 4160 млн.руб.

Фактический учтенный экономический эффект от применения полимерных растворов на 250 скважинах за 1986-1991 гг. по объединениям Пурнефтегазгеология, Ханты - Мансийскнефтегазгеология, Ямалнефтегаз-геология составил - 2598,7 млн.руб.

Объем применения полимерных растворов при бурении добывающих скважин в Западной Сибири, разработанных автором, составил более 10 тысяч скважин с экономическим эффектом в ценах 1987 года - 2733 руб.на одну скважину.

Публикации

По диссертации опубликовано 135 научных работ, в том числе 7 брошюр, 80 статьи, 48 изобретений и патентов.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и приложений. Общий объем работы составляет 456 страниц и включает 79 рисунков, 91 таблицу, список литературы из 208 наименований и второй том приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы и дана ее общая характеристика.

Раздел I. НАУЧНЫЕ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

И РЕГУЛИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ КОНЕЧНЫХ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

В первом разделе диссертационной работы приведены научные и методические основы , проектирования и оперативного регулирования основных количественных показателей бурения глубоких скважин.

Существенный вклад в области разработки проектно-сметной документации строительства глубоких скважин и в решении отдельных вопросов проектирования и оценки влияния использования научно-технических разработок при бурении скважин внесли А.Г.Шаповалов, М.М.Саттаров, Г.Х.Габбасов, А.Г.Авети-сов, Л.Я.Сушон, М.Н.Сафиуллин, Е.С.Сыромятников, Л.Н.Шадрин, М.Л.Ибатул-лин, Ю.Д.Логанов и др.

Проведенный анализ основных технико-экономических показателей строительства глубоких поисково-разведочных скважин за 1985-1990гг. по производственным объединениям Главтюменьгеологии показал, что применяемая техника и технология в обеспечении кратного повышения основных конечных количественных и качественных показателей бурения скважин свои потенциальные возможности почти исчерпали.

Проведенный нами анализ по 43 проектам строительства глубоких поисково-разведочных скважин в Западной Сибири по распределению затрат подтвердил, что 80-95% затрат зависят от фактора времени (временные факторы) и только 520% - зависят от постоянных факторов. Поэтому, чем большее количество времени закладывается в проектах на строительство глубоких скважин, тем большими, совершенно необоснованными, финансовыми и материальными ресурсами обеспечиваются производственные предприятия при явно заниженных и легко достижимых технико-экономических показателях.

При таком принципе планирования и финансирования отсутствуют элементы конкуренции при строительстве глубоких скважин, и поэтому передовые производственные объединения в финансировании работ оказываются в худшем положении, чем предприятия со средними показателями.

Например, при идентичных горно-геологических условиях строительства глубоких разведочных скважин в Среднем Приобье в период с 1987 по 1990г.г. ПО "Обьнефтегазгеология" пробурило на 120тыс.м больше, чем ПО "Мегион-нефтегазгеология", причем коммерческая скорость оказалась выше на 14,4%, средняя стоимость одного метра проходки ниже на 54,2 рубля, а в результате объединение "Обьнефтегазгеология" недополучило 54,8млн.руб.

При переходе на рыночные отношения в геологоразведочных работах данная ситуация будет являться главным тормозом в развитии производства. Поэтому, основным принципом проектирования технико-экономических показателей строительства глубоких скважин должно быть многовариантное прогнозирование, с научным обоснованием и органическим включением для широкой реализации высокоэффективных научно-технических разработок достигнутого передового опыта с целью получения производственными предприятими за высокие показатели большего финансирования и средств, как это принято в экономически развитых странах, чем за низко-средние показатели. Поэтому необходимо решить задачу по разработке методических основ многовариантного проектирования строительства глубоких скважин с заданными высокими конечными технико-экономическими показателями на определенный период времени по площадям разведки и разбуривания групп скважин.

Для решения поставленной задачи необходимо в первую очередь определить общие объемы проходки по геологоразведочным и буровым предприятиям на заданный период времени. Данная задача решается в зависимости от общих объемов подготовки и суммарных объемов добычи нефти и газа из новых пробуренных скважин.

Для распределения общих объемов проходки на заданный период времени определяются проектные конструкции скважин, их количество и глубины в виде матричных таблиц. В последующем распределение общих объемов проходки по интервалам бурения определяется по группам одинаковых и разных глубин в виде матричных таблиц по каждому предприятию и региону в целом.

На основе прогнозирования расчетных объемов проходки, количества и конструкции скважин, распределенных объемов проходки по интервалам бурения (вертикальная составляющая матрицы) и объемов проходки по глубинам скважин на заданный период времени (горизонтальная составляющая матрицы) в результате расчета определяются прогнозные объемы высокооборотного и низкооборотного бурения для различных диаметров и типов долот.

Распределение общих объемов проходки по интервалам бурения отдельных и групп скважин для однотипных и разных глубин осуществляется на основе проектируемого и принятого разделения геологических разрезов по длине спускаемых обсадных колонн или условно-укрупненных делений глубин скважин с учетом разбивки интервалов по пачкам буримости горных пород. Для выбора общих базовых и поинтервальных технико-экономических показателей бурения на основе статистического анализа промысловых материалов определяются поинтервальные, функциональные и корреляционные зависимости изменения ТЭП бурения в целом по скважинам и площадям разведки и разбуривания.

Для прогнозирования основных конечных показателей бурения нами выбраны поинтервальные изменения единичных и множественных показателей бурения глубоких скважин.

Основными показателями выбраны: коммерческая скорость, проходка на долото, механическая скорость бурения и затраты на бурение. При необходимости могут быть взяты и другие показатели, такие как техническая скорость, рейсовая скорость, цикловая скорость и др. Конечная коммерческая скорость при изменении коммерческой скорости в Ьом интервале по отдельной скважине и группе скважин определяется по полученной нами зависимости:

Нкх{Ш±АУУ;)

100 + А * (1 - -) ,м/ст.мес (1)

При одновременном множественном изменении коммерческой скорости по интервалам бурения конечная коммерческая скорость определяется по формуле:

Ж'* = — Нк

Ет- - V V Т]*кт >(2)

j=l }=\ /=1

где - прогнозируемая (проектируемая) конечная коммерческая скорость, м/ст.мес.;

-15- изменение коммерческой скорости в ]-ом интервале, %;

п

У т

' ■ з - общее достигнутое (базовое) количество станко-месяцев 7=1

Изменение общей проходки на долото при единичном и множественном изменении поинтервальных показателей проходки на долото определяется по формулам:

У А^Х(100±ААУ)

* 100 + ДАУ. X (1 - -У-) (3)

1>7 7=1

К. = Н«

к п П 121

п • V Л Л •

(4)

_ V V П] У А/,]'

11 ] 100+ДЛ/

у=1 У=1 /=1

где - прогнозируемая (проектируемая) конечная проходка на долото, м; ДЛ - изменение проходки на долото в ^ом интервале,0/);

• достигнутое (базовое) количество долот, шт.

7=1

Важным условием использования новой техники и технологии при строительстве глубоких скважин является определение целесообразности их применения. Поэтому одновременно с определением влияния поинтервальных изменений проходки на долото, механической, коммерческой скорости бурения на конечные их значения необходимо установить те интервалы ствола, где реализация новой техники и технологии дает положительные результаты для производственных предприятий. Это определяется путем расчетов величины изменения стоимости метра проходки по отдельным интервалам по ниже приведенной формуле:

С¥хАТ,±3?н

АС; = ' '

'./' Я/ . (5)

где ДСу - изменение стоимости по отдельным интервалам бурения за счет

внедрения новой техники, руб/м;

СуР - сметная стоимость часа бурения по затратам, зависящим от времени в

}-ом интервале без учета эксплауатации новой техники, руб./час;

3°н - изменение других затрат, связанное с внедрением новой техники, руб.;

А Ту - экономия времени в результате реализации новой техники и технологии, час.

Общее изменение стоимости метра проходки в целом по отдельной скважине *

или группе скважин (ДС^) определяется суммированием поинтервальных изменений стоимости за счет реализации новой техники и технологии:

ACk = ±YJACj

* ¿-и ] (6)

м '

При многовариантом прогнозировании и проектировании на заданный период времени основных ТЭП строительства глубоких скважин важными вопросами являются контроль и оперативное управление основными показателями в процессе работы производственных предприятий.

В работе для решения данной задачи разработаны и получены функциональные зависимости по контролю и оперативному регулированию коммерческой скорости, проходки на долото и механической скорости бурения. Для контроля и регулирования коммерческой скорости нами получена функциональная зависимость:

ш =-ёк-

к /у (7)

I сгъи г. + &_—

1 ~ 1Гт]

где Су - плановое число станко-месяцев для ]-ой скважина; Нк - проектная глубина скважин, м;

- общее число проектных скважин; т1 - число пробуренных скважин;

-общее изменение числа станко-месяцев после

>1 у=1 /=1

окончания бурения очередных скважин.

Контроль и оперативное регулирование проходки на долото по отдельной и группе скважин в функциональном виде выражается:

ы =-^

(8)

п"л ± м

где Л; - необходимая регулируемая проходка на долото в зависимости от

плановых и фактических данных по пробуренным скважинам, м; Нк - проходка по отдельным или группе скважин; п"л - плановое число долот для 1-ой скважины, шт.;

п? - суммарное фактическое число долот по пробуренным скважинам, м;

- общее число проектных скважин; т.] - число пробуренных скважин; I - горизонтальная составляющая, } - вертикальная составляющая матрицы.

Аналогичными функциональными зависимостями контролируются и регулируются механическая, техническая и рейсовые скорости бурения. На основе полученных функциональных зависимостей разработаны программы на ПЭВМ, которые дают возможность инженерно-техническим работникам производственных предприятий ежедневно контролировать и оперативно регулировать проводку отдельных и групп глубоких скважин по коммерческой скорости бурения, проходке на долото и стоимости бурения.

Детальный анализ работы долот всех типов и диаметров за 1984-1987 гг. по интервалам бурения по каждому производственному объединению и в целом по Главтюменьгеологии показал на наличие ограниченых потенциальных резервов высокообортных долот. Необходимость выбора принципиально нового направления в повышении конечной проходки на долото была связана с тем обстоятельством, что в Главтюменьгеологии в течение десяти лет до 1985 года средняя проходка на долото по годам составляла в пределах 54-59м, тогда как в условиях Башкортостана при бурении твердых карбонатных пород средняя проходка достигала 80-90 м. Анализ и прогнозные расчеты показали, что объемы проходки в целом по Главтюменьгеологии, на долота диаметром 490мм составляют 2,18%, диаметром 393,7мм - 6,6%, диаметром 269,9мм - 295,3мм -25,62% и диаметром 190,5мм - 64,6%. Потенциально-прогнозируемые объемы применения низкооборотных долот диаметром 190,5мм ниже глубины 2100м и долот диаметром 269,9-295,Змм ниже глубины 1350м соответственно составляют 31,7 и 3,4% от общего объема проходки.

На основе базисных данных и прогнозных расчетов по интервалам бурения ао всем производственным объединениям и в целом по Главтюменьгеологии были определены потенциальные объемы применения гаммы низкооборотных и 5ыеокооборотных долот. На основании этих данных по нашему обоснованию и Рекомендации на 1986-1990г.г. были включены на освоение и выпуск на ПО Куйбышевбурмаш" лицензионные низкооборотные долота типа ГАУ диаметром .90,5-269,Эмм.

При полной реализации потенциальных объемов применения высокопроизводительных высоко- и низкооборотных долот типа ГАУ конечная прогнозная проходка на долото по Главтюменьгеологии составляет 182-202 м. Распределение средней прогнозной проходки по производственным объединениям приведены в табл.1

_Таблица 1

Производственные объединения Конечная проходка на долото,м

1987г. 1988г. 1989г. 1990г

Обьнефтегазгеология 273 265 250 255

Ханты-Мансийскнефтегазгеология 262 264 267 266

Пурнефтегазгеология 234 233 234 226

Мешоннефтегазгеология 174 163 166 167

Уренгойнефтегазгеология 155 154 156 157

Ямалнефгегазгеология 157 158 •158 154

Главтюменьгеология 202 201 198 197

Для проведения опытно-промысловых работ с долотами типа ГАУ диаметрами 190,5-295,3 мм нами разработана и каждая буровая бригада обеспечена "Методикой и программой работ по применению низкооборотных долот с маслонаполненными опорами серии ГАУ и ГНУ комбинированным способом бурения в 1987-1990 гг. в Главтюменьгеологии", Тюмень, 1987 г.

За 1987-1990 г.г. с применением низкооборотных долот 111190,5 ГАУ различных типов (СЗ-ГАУ, М-ГАУ, МЗ-ГАУ) пробурено 419514 м горных пород и использовано всего 2151 долото, средние проходки на эти долота в 1987-1990 г.г. соответственно составили 236; 219; 190 и 163,6 м. В 1987 году средняя проходка на долото Ш 190,5 СЗ-ГАУ Р-27 составила 291 м по сравнению с 42,6м на высокооборотные долота типов ГН, ГВ и ЦВ, т.е. увеличение средней проходки составило в 6,83 раза, стойкости - 11,42 раза, при уменьшении механической скорости бурения в 1,36 раза. В последующие годы благодаря совместному освоению в ПО"Куйбышевбурмаш" и применению новых долот Ш 190,5 МЗ-ГАУ и Ш 190,5 М-ГАУ средняя механическая скорость возросла с 4,04 до 4,5 м/час.

Применение оптимальной гаммы высоко- и низкооборотных долот, буровых полимерных и глинистых растворов со смазочными добавками в целом по Главтюменьгеологии обеспечило увеличение на долото средней конечной проходки с

-2059 метров в 1985 году до 83,1 м в 1989 году, т.е. в 1,41 раза, а по ПГО "Уренгой-нефтегазгеолгия" средняя конечная проходка за этот период возросла с 59,7 м до 109,1 м, т.е. в 1,83 раза.

Фактические показатели низкооборотных долот типа ГАУ диаметром 190,5мм по сравнению с высокооборотными долотами по Главтюменьгеологии приведены в табл. 2.

______________ _______Таблица 2

Интервалы бурения,м Кратность увеличения показателей долот I III 195 ГАУ

Проходка на долото Стойкость долота |

1987 1988 1989 1990 1987 1988 1989 1990

1 2 3 4 5 6 7 8 9

400 -1350 2,16 1,92 1,05 1,10 3,63 7,55 2,57 2,16

1350-2100 8,03 5,63 4,18 2,60 12,51 10,17 7,22 5,49

2100-2750 8,06 6,08 4,40 4,15 11,0 11,72 8,13 7,39

2750-3200 7,22 6,08 4,52 3,23 11,6 9,29 7,79 7,57

3200 и ниже 4,14 2,73 3,57 2,70 6,77 4,53 5,78 6,65

Итого 6,83 3,36 2,74 2,35 11,42 9,05 7,55 6,52

Обобщая результаты работы долот за 1987-1990г.г. можно сделать вывод о том, что на первом этапе принятое нами направление в научно-исследовательских и промысловых работах по применению низкооборотных долот при бурении глубоких поисково-разведочных скважин в Западной Сибири показало высокую эффективность их применения.

В настоящее время недостаточно детально анализируется распределение коммерческих скоростей по интервалам бурения при бурении глубоких скважин по единичной и группе скважин. Поэтому невозможно достоверно определить распределение конечного и поинтервального распределения баланса времени. Нами для определения коммерческой скорости бурения по интервалам бурения в качестве критерия взято углубление забоя каждой скважины за сутки с начала и до конца бурения. Такой анализ нами проводился по каждой скважине всех производственных объединений, начиная с 1986 года. Данные за 1986-1990г.г. свидетельствуют о том, что, если до глубины 2100м по всем производственным объединениям скважины бурятся с достаточно высокой коммерческой скоростью, то после этой глубины происходит ее резкое уменьшение и в особенности после

1убины 2450 м. Эти базисные данные показывают, что в производственных ¡ологических объединениях Западной Сибири до глубины 2100 м технология фения глубоких разведочных скважин достаточно разработана и основные ¡зервы в повышении основных количественных показателей находятся ниже [убины 2100-2450 м.

В работе приведены прогнозные изменения коммерческих скоростей по фгутской нефтегазоразведочной экспедиции (НГРЭ), производственному ъединению Обьнефтегазгеология и в целом по Главтюменьгеологии на данный период времени.

Особенности изменения конечных коммерческих скоростей от их интервальных значений приведены в табл.3.

_Таблица 3

Главтюменьгеология ПО Обьнефтегазгеология_

Интервалы бурения,м Проходка Увеличение,■\У1- Проходка Увели-ченис,\У1г

тыс.м % тыс.м %

1 2 3 4 5 6 7

0-2100 1594,45 68,13 16,87 390,6 69,2 16,47

2100-2750 446,75 19,09 13,94 108,85 19,29 15,93

2750-3200 255,35 10,45 15,2 62,1 11 22,19

3200-4500 54,7 2,33 7,75 2,9 0,52 1,16

5340,25 100 564,45 100

где - - изменение конечной коммерческой скорости,м/ст.мес Как видно из табл.3 по Главтюменьгеологии и ПО Обьнефтегазгеологии при энынении абсолютных объемов бурения в интервале 2100-2750м по сравнению штервалом 0-2100м в 3,58 раза влияние данного интервала на изменение точной коммерческой скорости (\УК) равнозначное.

Разработаны методические основы проектирования и оптимального улирования основных конечных показателей бурения глубоких скважин, тучены функциональные зависимости и разработаны программы на ПЭВМ для 1Гнозирования и регулирования основных количественных показателей ения глубоких единичных и групп скважин по производственным единениям и в целом по Главтюменьгеологии.

Раздел 2. РАЗРАБОТКА И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ БАЗОВЫХ СОСТАВОВ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ И ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Существенный вклад в разработку полимерных буровых растворов различных составов внесли отечественные исследователи О.К.Ангелопуло, Б.А.Андресон, Р.Х.Ахмадеев, В.П.Белов, Г.А.Бабалян, Г.П.Бочкарев, В.А.Глебов, С.И.Долганская, Э.Г.Кистер, Н.И.Крысин, М.Р.Мавлютов, Р.Р.Лукманов, Г.В.Леплянин, М.И.Липкес, А.И.Пеньков, И.К.Сатаев, И.Г.Юсупов, из зарубежных исследователей заслуживают внимания работы Д.Ж.Грея, Г.С.Г.Дарле, И.Л.Ламмуса, Д.В.Андресона, Л.С.Роджерса и др.

Основными недостатками традиционно применяемых в Западной Сибири глинистых растворов является отсутствие достаточных смазочных, ингибирующих свойств и высокое нерегулируемое содержание твердой фазы различного фракционного состава и недостаточно регулируемые статическая и динамическая фильтрации дисперсионной среды в пористые среды.

В настоящее время основной тенденцией в совершенствовании рецептур буровых глинистых растворов является переход на применение полимерных буровых растворов при бурении глубоких скважин в различных горногеологических и термобарических условиях.

Различные горно-геологические и термобарические условия бурения и вскрытия продуктивных пластов в Урало-Поволжье и Западной Сибири предопределяют необходимость установления эффективных областей и объемов применения полимерных растворов по интервалам бурения. В разрезах скважин Урало-Поволжья условно можно выделить три интервала бурения. Первый интервал - бурение верхних неустойчивых глинисто-песчаных отложений под направление и кондуктор. Второй интервал - основной - бурение устойчивых карбонатных горных пород с перемежающимися неустойчивыми пластами глин, песчаников, аргиллитов. Третий интервал - вскрытие продуктивной толщи.

-23В условиях Западной Сибири при бурении глубоких разведочных и добывающих скважин горно-геологический разрез условно можно разделить на четыре основных интервала бурения.

Первый - бурение под кондуктор до 400...500м, где геологический разрез представлен гравийно-глинистыми отложениями, причем в Северных районах встречаются малопроницаемые многолетнемерзлые горные породы.

Второй интервал - бурение до 1000-1600м, в высококоллоидальных легкодиспергируемых глинах с чередованием алевролито-песчаных коллекторов с нормальными и аномальными пластовыми давлениями.

Третий интервал - бурение в сравнительно устойчивых глинисто-аргиллитовых и алевролито-песчаных проницаемых породах с нормальным и аномальным пластовыми давлениями.

Четвертый интервал - бурение в интервале залегания комплекса проницаемых продуктивных пластов с нормальным и аномальным пластовыми давлениями.

Проведенный детальный анализ плотности буровых растворов по всем пробуренным скважинам, за 1987-1991г.г. по Главтюменьгеологии по интервалам бурения показал, что с плотностью 1050...1120кг/м3 закончены бурением 7,05...7,73% скважин, плотностью 1130...1200кг/м3 - 73,0...70,0% скважин, а выше 1210кг/м3 закончены бурением всего 19,3...21,0% скважин. Бурение скважин по интервалам бурения с плотностью 1050...1120 кг/м3 составляет 33,3...39,0%, с плотностью ИЗО...1200 кг/м3 - 49,6...57,2% скважин и с плотностью свыше 1210 кг/м3 пробурено 6,7-11,4% глубоких скважин.

Одновременно проведенный анализ показывает, что в 80-85% вскрытых пластов пластовые давления равны гидростатическому.

Таким образом, потенциальный объем применения буровых растворов при бурении глубоких разведочных скважин в Западной Сибири с плотностью 1050...1120кг/м3 для нормальных пластовых давлений составляет в среднем 82%, а для условий повышенных и аномально-высоких пластовых давлений -18%.

На основе проведенных исследований и анализа основных показателей традиционно применяемых буровых глинистых растворов научно-обоснованны и разработаны основные типы полимерных растворов для бурения и заканчивания глубоких скважин, отвечающих современным требованиям промысловой практики. Первый тип - полимерный раствор без твердой фазы различной плотности. Второй тип - полимерный раствор с малым содержанием твердой фазы. Третий тип - полимерно-глинистые, полимерно-безглинистые растворы различной плотности с улучшенными реологическими и фильтрационными свойствами.

Основными показателями свойств нами приняты динамическая или кинематическая вязкость, фильтрационные, адсорбционные, смазочные и ингибирующие свойства, а также регулируемость плотностных и флокулирующих параметров. Главной особенностью полимерных растворов является их биологическая безопасность подтвержденная нашими совместными исследованиями (Р.К.Андресон и др.). Применение биологически безопасных полимерных растворов создает технологическую основу для разработки и реализации мало- и безотходной технологии бурения глубоких разведочных и добывающих скважин в условиях Западной Сибири и Башкортостана, что реально подтверждено промысловыми работами.

В работе приведена методика исследования зависимости динамической вязкости полимерных растворов от продолжительности перемешивания, температуры, полиэлектролитной агрессии.

Для определения количественного содержания полиакриламида в полимерных растворах нами разработаны оригинальные способы измерения адсорбционных свойств растворов, основанные на снятии спектра полимеров в спектрофотокалориметре в присутствии комплесообразователей. В качестве комплексообразователей предложены дитизин и нитрат серебра, дающие спектры с минимумами соответственно при 480 Н-м и 350 Н-м.

Изучены флокулирующие особенности полимерных растворов в зависимости от концентрации полимеров и содержания карбонатных и глинистых материалов.

-25В работе приведены методические работы по исследованию фильтрационных и калориметрических свойств полимерных растворов. Исследования вязкостных, адсорбционных, фильтрационных свойств полимерных растворов в различных условиях термобарических характеристик в зависимости от различных факторов позволили сформулировать требования к разработке новых реагентов и полимерных растворов различного состава применительно к бурению и заканчиванию глубоких скважин в Башкортостане и Западной Сибири. Научная концепция создания полимерных растворов основана на учете факторов взаимодействия различных полимеров и неполимерных реагентов и материалов между собой и с разбуриваемыми породами при бурении скважин и особенности фильтрации полимерных растворов в пористой среде. В процессе разработки новых составов полимерных растворов оценивалась возможность взаимодействия различных компонентов между собой. На основании этого проводились экспериментальные исследования по выявлению зависимости этого взаимодействия и воздействия на высококоллоидальные глины и другие породы с целью установления оптимальной концентрации компонентов и технологических параметров полимерных растворов.

Основными полимерами для исследований по созданию новых полимерных растворов различного состава взяты полимеры метакриловой кислоты (полиакриламиды различных марок, полиметилметакрилат,

полиакрилонитрилы), полиэтиленоксид, водорастворимые эфиры целлюлозы. Химическое строение этих полимеров и физико-химические свойства свидетельствуют о возможности взаимодействия их в следующем направлении.

Химические свойства карбоксиметилцеллюлозы определяются наличием в каждом элементарном звене одной первичной и двух вторичных групп ОН, а также ацетальных (глюкозидных) связей между элементарными звеньями. Вследствие этого группы ОН обладают различной кислотностью и реакционной способностью. Поэтому реакция взаимодействия с ПАА и ПАН должна идти по обмену групп ОН в звене КМЦ на акриловые группы в молекулах акрилатов. Реакция между КМЦ и полиакрилонитрилом в щелочной среде описана в работе

Чаттерждия и Борхарда, где отмечено протекание реакции при температуре 55-60 °С с получением нового полимера - цианэтилцеллюлозы. Образовавшийся продукт обладает рядом новых свойств, не присущих исходным веществам. В частности, цианэтилцеллюлоза (ЦЭЦ) не растворима в воде. Описания реакции других полимеров, акриловой и метакриловой кислот с КМЦ в литературе не встречаются.

Буровые полимерные растворы на основе КМЦ и акриловых полимеров приготавливают при температуре окружающей среды 4-30°С и в этих условиях образование конечного нерастворимого продукта невозможно. Можно полагать, что идет процесс образования ЦЭЦ с небольшой степенью замещения групп ОН. Об этом свидетельствует значительная степень гидрофобности образовавшегося продукта при сохранении его растворимости в воде. Гидрофобность его выражается усилением флокулирующей способности к глинистой породе и снижение сорбируемости.

Взаимодействие КМЦ с ПАА, ПАН с ПЭО подтверждается тем, что КМЦ обладает электродонорными группами (е=-1,77), а ПАА и ПЭН - электроно-акцепторными (е=1,2-1,6). Дэман, как и КМЦ является электронодонорным (е= -0,6) и поэтому не вступает в реакцию, а ПАА с ПАН не вступает в реакцию, т.к. являются их гомологом.

Полимеры и неполимерные реагенты, взаимодействующие и не взаимодействующие разделяются на две группы: I группа - полимеры и реагенты, взимодействующие между собой с образованием загущенных структур, обладающие синергетически увеличенной динамической вязкостью и высокими флокулирующими свойствами. К этой группе относятся пары полимеров КМЦ и ПАА, КМЦ и ПЭО. II группа - полимеры и реагенты, не взимодействующие между собой с образованием загущенных структур, но взаимодействующие с разбуриваемой коллоидальной глинистой породой с образованием стабильной суспензии, обладающей низкой вязкостью. К ним относятся полимерные реагенты Дэман, Дэман Р и Флучан, которые могут стабилизировать глинистую суспензию с высоким содержанием глины (до 40%) и с низкими вязкостными

свойствами, что подтверждено исследованиями термодинамических свойств полимерных растворов.

Как показали наши исследования, зависимость динамической вязкости от количества полимерных реагентов типа КМЦ и ПАА является нелинейной, что вызвано синергизмом повышения динамической вязкости смесей полимерного раствора. Был проведен многофакторный эксперимент,где концентрации КМЦ и ПАА изменялись от 0 до 1%. Обработка результатов экспериментальных данных проводилась с помощью пакета Statgraphics. Полученная модель использовалась для построения многофакторной нелинейной модели:

pi = 5877,7 + 5789 х KMC х РАА - 585у[Шс - ехр РАА -_ 1,041 ДМ7 +8919х(РААгх/шсг} (9)

1,001 -РАА

где РАА - концентрация ПАА в растворе;

KMC - концентрация КМЦ в растворе;

ц. - динамическая вязкость, мПа-с.

На основе данной модели были получены зависимости изменения динамической вязкости разработанных базовых рецептур полимерных растворов при разном количественно-концентрационном сочетании между собой различных полимерных и других химических реагентов и глиноматериалов.

На основе значений динамической вязкости по экспериментальным исследованиям взаимодействия реагентов КМЦ и ПАА построены графики модели с допустимыми областями. В работе приведены наблюдаемые и прогнозные величины динамической вязкости полимерного раствора на основе различных концентраций ПАА и КМЦ, где ярко виден элемент синергизма повышения динамической вязкости смесей ПАА и КМЦ.

В Западной Сибири разбуриваются мощные отложения высококоллоидальных и аргиллитовых глин. Проведенные исследования динамической вязкости полимерных растворов на основе ПАА, КМЦ, ПЭО, МС и жидкого стекла при контакте с глиной показали, что осветленная часть полимерного раствора в результате взаимодействия с глиной имеет большую или меньшую

вязкость, чем у исходного раствора. Это свидетельствует о том, что происходит химическое взаимодействие между раствором смеси полимера и глиной.

В работе приведены разработанные и прошедшие промысловые испытания различные рецептуры полимерных растворов без- и с малым содержанием твердой фазы, полимерно-глинистых и полимерно-силикатных и других составов полимерных растворов различной плотности на основе полученных автором более 44 изобретений. Проведенные экспериментальные исследования позволили также создать облегченные газонасыщенные полимерные растворы и выяснить скорость и время газовыделения в растворах. Использование азота одновременно имеет преимущество в повышении долговечности бурильного инструмента в скважине за счет азотирования его поверхности и улучшения призабойной зоны продуктивных пластов. Насыщенная азотом смесь имеет следующий состав:

НОС2Н4>Ш2 + №N02 + НС1 -> N2 + побочные продукты

моноэтаноламин нитрит кислота спирт

натрия

Продолжительность выделения азота при нормальных условиях равна 8-9 часам. Поэтому регулирование скорости и продолжительности выделения азота за счет химической реакции создает условия для использования в промысловой практике газонасыщенного полимерного раствора для увеличения производительности работы долот, улучшения вскрытия продуктивных пластов за счет снижения гидростатического и гидродинамического давлений, улучшения очистки забоя за счет проявления флоатационного, кавитационного, псевдо-ожижающего эффектов. Полимерные растворы обладают флокулирующими свойствами и поэтому химическому методу очистки бурового раствора нами уделено большое внимание. Сущность методов химической очистки заключается в добавках в буровой раствор положительно заряженных высокомолекулярных полимеров - флокулянтов, в результате взаимодействия их с отрицательно заряженными глинистыми частицами происходит агрегирование и осаждение последних под действием гравитационных сил. Проведенные автором исследования по флокуляции твердых частиц из раствора с применением ПАА и созданных нами новых отечественных полимерных реагентов, как Флучан,

Дэман, ВПК-402, позволили установить скорость флокуляции и концентрационные области реагентов для эффективного осаждения твердых частиц. При применении полимерных флокулянтов отечественного производства с концентрацией 0,005-0,01% (вес) типов ПАА, Флучана, ВПК-402 и зарубежного производства типов дк-дрилла, сай-дрилла, седипура, полидия и др. осаждение твердых частиц достигается до 65-75%. В работе приведены зависимости скорости флокуляции бентонитовой суспензии от концентрации большинства полимерных реагентов. При концентрации ПАА до 0,01% полимерный раствор проявляет флокулирующие свойства, а при более высоких концентрациях этого полимера стабилизирует глинистую суспензию, что объясняется различными степенями покрытия поверхности твердой частицы полимером. Для реализации химического метода осаждения твердых частиц из растворов и технической воды разработаны руководящие документы, которые внедрены в Башкортостане за 1972-1992 г.г. на более чем 15 тысячах скважин.

Полимерные буровые растворы обладают повышенными изолирующими, смазочными и ингибирующими свойствами. С учетом этих качеств нами разработаны и применены для вторичного вскрытия и глушения глубоких скважин утяжеленные хлоркальциевые полимерные растворы без твердой фазы. В качестве компонентов для получения данных растворов использовали полиакриламид, технические соли хлористого кальция, натрия, железа, цинка и неионогенное ПАВ, техническую и пластовую воду. Небольшая добавка неионогенного ПАВ (0.05%) обеспечивает снижение межфазного натяжения раствора. Благодаря этому полимерный раствор оказывает положительное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта. Проведенные промысловые испытания утяжеленного полимерного раствора без твердой фазы при глушении 46 добывающих скважин на Ново-Хазинской площади Арланского нефтяного месторождения Башкортостана показали на сохранение коллекторских свойств пластов и большой возврат растворов после глушения и на резкое сокращение или отсутствие солеотложения в скважинах.

Наряду с созданием базовых составов полимерных растворов для бурения и вскрытия продуктивных пластов важной задачей является проектирование их составов по интервалам бурения в зависимости от состава горных пород и фильтрационно-емкостных характеристик проницаемых продуктивных пластов. Для условий Урало-Поволжья при бурении в устойчивых горных породах оптимальное содержание полимерного реагента, обеспечивающего химическое осаждение выбуренной породы и качественное формирование стволов скважины, составляет 0,001...0,1%, а при вскрытии комплекса продуктивных пластов 0,3...0,5%.

В Западной Сибири при бурении интервала залегания высококоллоидальных глин содержание полиакриламида с целью флокуляции глинистой суспензии составляет 0,01...0,02% при 0,05...0,1 КМЦ, а при бурении в интервалах залегания аргиллитовых глин необходимо увеличить содержание ПАА до 0,1...0,25% в сочетании с 0,1...0,3 КМЦ для стабилизации глинистой суспензии в растворе. В качестве смазочных реагентов при бурении в выше указанных интервалах рекомендуется добавка полимерных смазочных реагентов типа сайпана, гипана, их разновидностей в пределах 0,1...0,2%. Предельное содержание полиакриламида в растворе при вскрытии комплекса продуктивных пластов составляет 0.3...0,6% от объема раствора.

В условиях Западной Сибири при одноколонной конструкции скважин, когда разбуриваются высококоллоидальные глины, рекомендуется следующий объемный состав полимерного раствора, (%).

I вариант

естественная скважинная высококоллоидальная и аргиллитовая глина 3-8%

полимер ПАА, дк-дрилл, сай-дрилл, седипур, полидия, Св-5 0,015-0,02%

полимер КМОЭЦ, Тилоза (или КМЦ-600, КМЦ-700) 0,05-0,1% и 0,1-0,2%

вода остальное

II вариант

естественная скважинная высококоллоидальная глина 3-8%

полимер ПАА, дк-дрилл, сай-дрилл, полидия 0,015-0,2%

нитронный раствор, гипан, сайпан или К-15, унифлок 0,1-0,3%

вода остальное

При двухколонной конструкции скважин, когда перекрыты интервалы залегания высококоллоидальных глин, рекомендуется применять полимерный раствор с повышенным содержанием ПАА, дк-дрилла, сай-дрилла и др. следующего состава, %.

I вариант

разбуриваемая аргиллитовая глина 3-8%

полимеры дк-дрилл, сай-дрилл 0,1-0,3%

КМОЭЦ, Тилоза 0,05-0,3%

вода остальное

II вариант

разбуриваемая аргиллитовая глина 3-8%

полимеры дк-дрилл, сай-дрилл 0,05-0,3%

нитронный реагент или гипан, сайпан, К-15 0,1-0,3%

вода остальное

Раздел 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТЕЙ И ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Исследованиями и промысловыми работами В.А.Амияна, Б.А.Андресона, Г.А.Вабаляна, М.С.Винарского, Р.Ж.Вахитова, Н.А.Гукасова, Н.Ф.Кагарманова, В.А.Кошляка, В.В.Казанского, В.И.Крылова, Н.И.Крысина, Р.Р.Лукманова, П.С.Лапшина, Е.Г.Леонова, М.Р.Мавлютова, В.Н.Полякова, Г.Н.Ситдыкова, М.Маскета, Р.И.Медведского, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Г.Юсупова, З.М.Шахмаева, И.А.Швецова, Д.Ламмуса и др. установлено, что в основном ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов происходит из-за нерегулируемого проникновения в призабойную зону твердых частиц бурового раствора различного

фракционного состава и дисперсионной среды бурового раствора (фильтрата). Проникновение в призабойную зону дисперсной фазы и дисперсионной среды ухудшает проницаемость продуктивных пластов на 40-50%, в результате чего в процессе освоения продуктивных пластов не выявляются полностью потенциальные дебиты скважин.

При формировании фильтрационной глинистой корки на проницаемых стенках скважины невозможно получить герметичную укладку глинистых частиц и поэтому при перепадах давлений постоянно происходит статическая и динамическая фильтрация маловязкой дисперсионной среды бурового и глинистого раствора (фильтрата) в призабойную зону пласта. Постоянная фильтрация фильтрата бурового глинистого раствора под перепадом давления и во времени также является основной причиной возникновения осложнений и прихватов бурильной и обсадной колонн.

В отечественной и зарубежной практике не рассмотрены теоретические основы фильтрации полимерных растворов без твердой фазы повышенной динамической вязкости в пористой среде в системе "скважина-пласт".

Учитывая отрицательные воздействия твердой фазы и дисперсионной среды раствора на коэффициенты фильтрации через проницаемые среды, нами ¡формулирована концепция по направленному созданию практически непроницаемых барьеров в стенках скважин за счет значительного повышения щнамической вязкости дисперсионной среды бурового раствора в процессе ¡скрытия и глушения продуктивных пластов на основе полимерных реагентов.

Исследования плоской радиальной фильтрации несжимающихся жидкостей ! пористой среде показывают, что на изменение скоростей движения жидкостей, >асхода и давлений фильтрации оказывают влияние их реологические свойства, ■акие как динамическая вязкость жидкости, коэффициент проницаемости, а •акже перепад давления, время фильтрации и радиусы проникновения жидкости. - другой стороны, зная изменение расхода жидкости, текущего давления и корости фильтрации, необходимо определить время фильтрации жидкости для пределенных радиусов фильтрации (г). Определение параметра времени (1;) очень

важно с точки зрения разработки и выбора определенных параметров фильтрующейся жидкости, обеспечивающих минимальное проникновение дисперсионной среды в продуктивные пласты.

На установке УИПК-1М проводились исследования при последовательной фильтрации полимерных растворов с различными объемными долями полимеров через естественные и искусственные керны различной проницаемости. Для исследования были использованы отечественные и зарубежные полимеры типа полиакриламида.

Результаты некоторых экспериментальных исследований приведены в табл.4. Исследования показывают на значительное уменьшение коэффициента проницаемости керна и на повышение перепада давления и коэффициента изоляции при фильтрации полимерных растворов повышенной вязкости. Основным показателем, влияющим на изменение вышеприведенных параметров,

является динамическая вязкость раствора.

__Таблица 4.

Динами- 1

Началь- ческая

ная про- вязкость Коэфф. Коэфф.

ницаемо- Время поли прони- изоля-

Номер Фильтрующая сть кер- фильтрации мерного цаемо- ции, Поли-

опыта жидкость на по воде, мкм^ ,с раствора и воды, мПа-с сти, мкм^ % мер

1 2 3 4 5 б 7 8

1 Водопроводная вода Полимерный раствор: 0,0388 900 1,0 0

С=0,25% 3990 19,6 0,0045 88,4 С5-6

2 Водопроводная вода Полимерный раствор: 0,055 900 1,0 0 0

С=0,25% 4315 18,5 0,0023 95,8 СЭ-б

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8

3 Водопроводная вода Полимерный раствор: 0,0044 200 1,0 0

С=0,1% 1280 3,52 0,0028 36,4 Седипур

С=0,25% 2185 16,71 0,0004 90,9

С=0,5 % 545,0

4 Водопроводная вода Полимерный раствор: 0,0063 907 1,0 0

С=0,1% 987 8,0 0,00012 98,05 Седипур

1 С=0,25% 2792 21,42 0,000053 99,15

При содержании полимеров 0,25% коэффициент изоляции керна составляет 90,9 - 99,6%, а при концентрации полимера 0,5% (опыт 3) фильтрация практически полностью прекращается.

При фильтрации полимерного раствора за счет адсорбции полимера происходит фракционирование молекул полимеров в пористой среде (керне). В результате закупоривания пор в полимерном растворе происходит уменьшение коэффициента проницаемости и создаются дополнительные фильтрационные сопротивления, в результате чего резко уменьшается скорость фильтрации в зависимости от типа, содержания полимера и глубины проникновения.

Для определения изменения скорости при плоско-радиальной фильтрации в системе "скважина-пласт" полимерного раствора по сравнению со скоростью фильтрации воды от увеличения динамической вязкости вводим новый коэффициент"а":

а -

К

К

кхАР[-Р1)

п

и\ х 1п— гс

к2*{1\-Р2)

п

/¿2 х 1П

ГС

(10)

где У]^ -скорость фильтрации воды;

У 2 - скорость фильтрации полимерного раствора без твердой фазы;

к],к2 - коэффициент проницаемости по воде и после фильтрации олимерного раствора;

щ,Н-2" динамическая вязкость воды и полимерного раствора;

Р2 - пластовое давление;

Р}- гидродинамическое давление при фильтрации воды;

Р]/ - гидродинамическое давление при фильтрации полимерного раствора в штеме "скважина-пласт";

II, гс - радиусы питания и скважины;

Изменение коэффициента "а" зависит от вязкости полимерного раствора, [па полимера, времени фильтрации и коэффициента проницаемости керна.

В табл.5 приведены обобщенные экспериментальные данные по определению эффициента "а".

Таблица 5

Полимерный

раствор

Коэффи- Полимер Время содержа- динами- Коэффициент Параметр I

циент фильтра- ние ческая проницаемост "а" I

проницае- ции, с полимера, вязкость и после

гости керна % мПа-с фильтрации

3 водс.мкм^ полимерного раствора,мкм^

0,0063 Седипур 987 0,1 38,3 0,00012 435,8

2792 0,25 21,42 0,000053 2995,5

0,0044 Седипур 1280 0,1 3,52 0,0028 5,53

2185 0,25 16,71 0,0004 183,5

0,0105 Седипур 0,1 8,3 0,00014 764,5

0,25 25,2 0,0002 5512,5

0,006 Седипур 0,1 3,52 0,06 8,3

0,25 25,2 0,0002 7660

0,5 545,1 0,0024 44289,4

0,0055 Св-б 4315 0,25 11,77 0,00012 539,4

0,0388 СЭ-б 1120 од 1,87 0,0345 2,10

3990 0,25 19,66 0,0045 169,5

Коэффициент "а" определяет дополнительные фильтрационные

ротивления, при этом характерно, что по мере увеличения времени 1ьтрации во всех опытах коэффициент "а" резко возрастает. При фильтрации имерного раствора с содержанием полимера 0,1% при динамической вязкости

полимерного раствора 1,87-8,3 мПа с, коэффициент "а" изменяется в пределах от 2,1 до 764,5. При фильтрации раствора с содержанием полимера 0,25%, то есть с динамической вязкостью 10,4-25,2 мПа с, коэффициент "а" меняется в пределах от 7,3 до 44289,4.

Кинетика изменения давления при фильтрации полимерных растворов различной вязкости с массовой долей полимера 0,1; 0,25 и 0,5% типа седипур и СБ-6 приведена в табл.6.

В первой группе приведены данные по изменению давлений при фильтрации в зависимости от вязкости полимерного раствора (1,5-8,3 мПа с). Из данных табл.6 видно, что изменение давления фильтрации зависит от изменения коэффициента проницаемости и динамической вязкости полимерного раствора.

Таблица 6

Давление фильтрации, мПа

Группа Коэф- Массовая Динами- началь- макси- конечное

фициент доля ческая ный мальное давление

прони- полимера вязкость градиент давление

цаемости % раствора, давления

керна по мПа-С

воде,мкм2 |

0,0105 0,1 8,0 0,3 2,05 2,05

0,0063 0,1 8,0 1,25 6,1 5,70

I 0,038 0,1 3,52 0,35 3,05 2,60

0,06 од 8,3 0,26 0,78 0,78

0,195 0,1 3,52 0,05 0,74 0,75

0,0105 0,25 21,42 3,6 7,8 7,7

1 П 0,0063 0,25 21,42 2,0 12,9 10,5

0,0044 0,25 16,71 0,7 7,8 7,0

II 0,0388 0,25 19,66 0,4 2,25 1,43

0,06 0,25 25,2 0,45 2,63 2,63

0,195 0,25 16,71 0,23 1,25 1,05

III 0,0044 0,5 252,0 10,0 . .

0,195 0,5 545,1 0,45 3,95 3,9

При коэффициенте проницаемости керна равном 0,195 мкм^ начальный

градиент давления фильтрации равен 0,05 мПа, то при коэффициенте проницаемости кернов 0,038-0,0063 мкм^ перепад давления фильтрации равен 0,26-1,25 мПа, что связано с поверхностной закупоркой торца керна молекулами полимерного раствора.

При вязкости полимерного раствора 1,5-8,3 мПа с максимальные давления фильтрации составляют для первой группы коэффициента проницаемости 0,743,05 мПа, а для второй группы - 2,05-6,10 мПа.

Наличие начального градиента давления в начале фильтрации и дальнейшее резкое увеличение его связаны с адсорбционными, физико-химическими явлениями и фракционированием молекул полимерного раствора в керне. После достижения максимального давления происходит стабилизация и некоторое уменьшение давления. В опытах, где наблюдалось снижение давления, замеряли динамическую вязкость выходящего полимерного раствора и при этом было установлено уменьшение вязкости раствора.

Движение флюидов в пористой Среде с высокой удельной поверхностью существенно зависит от адсорбционного, физико-химического взаимодействия флюидов со скелетом горных пород, что приводит к образованию поверхностных слоев на межфазных границах. Это изменяет свойства флюидов и порометрические характеристики пород. Исследования по изменению вязкостных и упругих свойств полимерных растворов совместно с О.Ф.Кондрашовым (Уфимский нефтяной институт) в 1989-1992 года.х были проведены исследования в узких зазорах - 1,5; 2; 4 и 6 мк.

Проведенные исследования позволили установить, что полимерные растворы на основе реагентов сайпана и дк-дрилла в условиях пористой среды проявляют вязкоупругие свойства и величины динамической вязкости полимерных растворов в узких зазорах на несколько порядков выше их объемной вязкости.

Вязкость полимерных растворов, являющаяся сложной функией температуры, концентрации и величины узкого зазора, может превышать объемные значения на несколько порядков, причем при высоких температурах (50°С и выше) вязкость раствора сайпана убывает до объемного значения, а полимерных растворов с дк-дриллом возрастает.

Установлено повышение вязкоупругих свойств полимерных растворов по мере уменьшения величины узкого зазора, что приводит к уменьшению

проницаемости вскрываемых пород и уменьшению перепада давления в зоне движения полимерного раствора.

На основе полученных автором экспериментальных данных совместно с А.А.Брыковым, Н.А.Колесниковым рассмотрена динамика фильтрации полимерного раствора с учетом нового коэффициента "а" в процессе вскрытия продуктивных пластов, насыщенных однородной жидкостью с определенной вязкостью.

Основной целью гидродинамических исследований процессов фильтрации полимерных растворов в зависимости от коэффициента "а" является определение времени и зоны проникновения полимерного раствора в пористую среду. При фильтрации под перепадом давления полимерный раствор повышенной вязкости из скважины с радиусом гс проникает в пласт толщиной Ь.

Время проникновения полимерного раствора в пористую среду определяем по формуле:

Расчеты по выше приведенным формулам довольно трудоемки, поэтому для применения их в практических расчетах разработана программа для ПЭВМ. Программа расчета выполнена на языке Паскаль и предназначена для определения объема полимерного раствора проникшего в пласт и времени проникновения полимерного раствора в пласт за время бурения и проведения технологических операций, связанных с временем бурения после вскрытия продуктивных пластов, геофизических исследований, проработкой стволов, креплением скважин и других операций с учетом влияния различных составов полимерных растворов и гидродинамических давлений. Таким образом, проектирование заданного состава полимерного раствора можно осуществить на основе экспериментальных исследований, зная по глубине скважины коэффициенты проницаемости, пористости породы, перепады давления и продолжительность фильтрации, чтобы в процессе вскрытия продуктивных пластов получить практическое прекращение фильтрации полимерного раствора в

г =

Г2х(ах1паб0б5г

4_£

(И)

2кх х(/>! - р2)

пронидаемые продуктивные пласты. В последующем, после вскрытия продуктивных пластов геофизическими методами определяется фактический радиус проникновения раствора в проницаемые породы и, сопоставляя экспериментальные и промысловые данные, возможно определить качество вскрытия продуктивных пластов.

Таким образом, теоретическими и экспериментальными исследованиями установлены особенности фильтрации полимерных растворов в пористой среде в зависимости от динамической вязкости полимерного раствора, перепада давления, коэффициента проницаемости, пористости и продолжительности фильтрации.

Раздел 4. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОТДЕЛЬНЫХ АСПЕКТОВ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

На современном индустриальном этапе развития общества вопросы взаимодействия деятельности человека со средой обитания и недрами стали актуальной проблемой. Применительно к геологоразведочным работам на нефть и газ и строительства глубоких скважин охрана окружающей среды и недр земли приобретают большое значение, ибо при разведке, разработке нефтегазовых месторождений одновременно нарушается естественное состояние среды обитания человеческого общества и недр земли, что приводит к экологическому кризису.

При сегодняшнем уровне науки и технологии геолого-разведочных и буровых работ на нефть и газ полное обеспечение охраны окружающей среды и недр земли трудно достигнуть.

Отдельного рассмотрения заслуживает строительство глубоких скважин в пойменной части рек, прибрежных и заповедных зонах, где к вопросам охраны окружающей среды и недр земли предъявляются все большие требования со стороны надзорных органов и местного населения.

-40В решении отдельных аспектов охраны окружающей среды в процессе строительства глубоких скважин значительный вклад внесли А.И.Булатов, Г.П.Бочкарев, Б.А.Андресон, Н.Ф.Кагарманов, Н.И.Крысин, М.Р.Мавлютов, Г.Б.Хаиров, И.Г.Юсупов, В.А.Шишов, В.Ю.Шеметов и др.

В данном разделе затрагиваются полученные нами в ходе исследований отдельные вопросы защиты окружающей среды при строительстве глубоких скважин, таких как применение экологически безопасных реагентов и материалов для приготовления буровых растворов, разработка новых методов гидроизоляции шламовых амбаров, отверждение жидких и твердых отходов бурения, сбор и утилизация нефти с поверхности водоемов.

Совместно с ПО "Полимерсинтез", (г.Владимир) нами проведены работы по синтезу и разработке отечественных водоотверждаемых полиуретановых реагентов под техническим названием "Вуретан" (Аквизол) для применения в технологических процессах нефтедобывающей промышленности. Они представляют собой гидрофильные или гидрофобные растворы уретановых предполимеров с концевыми изоцианатными группами, предназначенные для утилизации жидких и твердых отходов бурения и гидроизоляции поверхностных слоев земли.

При взаимодействии гидрофильного предполимера, имеющего однокомпо-нентный состав, с водой происходит "сшивка" с образованием трехмерной пространственной структуры. Конечным продуктом реакции, которая сопровождается выделением СО2 , является слегка вспененный упругопластичный пластмассовый материал (поликарбомид).

Одним из основных критериев пригодности материала для применения при гидроизоляционных работах является значение прочности сцепления (Ао) со стенками амбара. В связи с этим приведены экспериментальные исследования адгезионных свойств отверждающих реагентов с поверхностью некоторых пород и синтетических пленок. Количественная характеристика этого параметра выражается сопротивлением разрушению адгезионного соединения по межфазной границе под действием внешних усилий (напряжением отрыва, отслаивания,

сдвига, кручения и др.)> ПРИ этом прочность сцепления гидрофильного полиуретанового реагента Буретан с породами и синтетическими пленками имеет приемлимые значения.

Проведены исследования проницаемости фильтрационных корок, полученных из глинистых и глинисто-цементных растворов, содержащих полимерные реагенты: карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), полизтиленоксид (ПЭО), полиакриламид (ПАА), а также гидрофильный полиуретановый полимер типа Буретан с целью определения целесообразности применения указанных составов в качестве гидроизоляционных покрытий шламовых амбаров.

Проведенные исследования показали, что для отработки технологии отверждения отходов бурения и гидроизоляции шламовых амбаров могут быть рекомендованы следующие составы:

1. Глинистый раствор + 5% Буретан-1 + 0,125% ПЭО

2. Глинисто-цементный раствор + 0,2% ПАА + 0,2% СаС12

3. Отработанный буровой раствор + 5% Буретан.

Наличие в отверждаемой водной смеси глинистой фазы (то есть использование глинистого раствора) и особенно введение твердых наполнителей (барита, мела, пламилона, перлита, золы и т.д.) практически не сказываются на сроках начала отверждения, но существенно увеличивают прочность отвержден-ного материала и уменьшают его усадку.

■ Результаты наших исследований и промысловых работ, связанные с гидроизоляцией поверхности шламовых амбаров на основе использования композиции из вяжущих материалов и полиуретановых полимеров, и методы отверждения и утилизации отработанных буровых растворов позволяют нам рекомендовать их для широкой реализации с целью обеспечения охраны окружающей среды при строительстве глубоких скважин в Урало-Поволжье и Западной Сибири.

В работе рассмотрен круг вопросов, связанных с методами и средствами, применяемыми в нашей стране и за рубежом для ликвидации нефтяных загрязнений в водоемах. Анализ их указывает на превалирующее

распространение в мировой практике для указанной цели сорбционных методов с использованием легких порошкообразных или гранулированных сорбентов.

Проблема борьбы с загрязнением водной среды нефтью и продуктами ее переработки на современном этапе развития технического прогресса приобрела важное экономическое и социальное значение.

Анализ литературных и патентных источников информации свидетельствует о том, что в настоящее время распространены сорбционные методы локализации сбора разлитой нефти с помощью порошкообразных и гранулированных сорбентов. Они могут быть естественного или искусственного происхождения, минеральной или органической природы.

Наиболее предпочтительным является использование сорбентов, способных плавать на поверхности воды как в свободном, так и в насыщенном нефтью состоянии.

Одновременно использование в комплексе способов механической или физико-химической очистки воды от нефти и нефтепродуктов с естественной биохимической деградацией могут привести к полному самоочищению.

Нами разработаны новые эффективные методы по сбору нефти с водной поверхности с использованием микроскопических пластмассовых сорбентов, высокая сорбционная способность которых обусловлена большой удельной поверхностью частиц и их гидрофобностью. Каждая частица указанного сорбента представляет микросферу, внутри заполненную азотом и имеющую тонкую и прочную пластмассовую оболочку. Непроницаемость и нерастворимость оболочки микросфер, их низкая плотность (0,08-0,2 г/см3 ) обеспечивают долговременную плавучесть частиц сорбента как в водной, так и в углеводородной средах. Микросферы с адсорбированной нефтью образуют на водной поверхности прочную гелеобразную массу, что предотвращает растекание нефти и облегчает ее удаление с помощью механических средств. Регенарация микросфер может быть осуществлена различными физико-химическими методами: экстракцией, пропариваиием, центрифугированием и др.

Впервые в начале 1970г. в стране опытно-промышленный выпуск сорбента-пламилон был организован нами на Уфимском химическом заводе в количестве 50т. Совместно со специалистами Уфимского химического завода и института БашНИПИнефть (Кагарманов Н.Ф., К.Л.Минхайров, Бочкарев Г.М.) были разработаны различные составы, способы сбора нефти и принципы получения пламилона в сушильной установке. Готовые микросферы мочевино-фенолформальдегидных смол имеют правильную сферическую форму и одноячеистую структуру, основные размеры частиц составляют 50-200 мк, плотность их 0,22-0,45 г/см3

Были проведены промысловые опыты по сбору нефтей трех месторождений Башкортостана, отличающихся физико-химическими свойствами и содержанием асфальтенов, с использованием пламилона.

Испытания показали, что для сбора тяжелых нефтей с большим содержанием асфальтово-смолистых веществ расходуется значительно меньше сорбента, чем для сбора легкой, маловязкой нефти с небольшим содержанием асфальтенов. Эта разница особенно заметна при использовании сорбентов, имеющих гидрофильную поверхность. По-видимому, поверхностно-активные компоненты тяжелых нефтей изменяют избирательный характер смачиваемости поверхности указанных микросфер на гидрофобный, что усиливает их сорбционную способность по отношению к нефти.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Применительно к строительству глубоких скважин впервые разработаны научные и методические основы многовариантного проектирования и оперативного регулирования основных количественных и качественных показателей бурения и заканчивания для одиночных и групп глубоких разведочных скважин на заданный период времени, что включает:

- определение общих объемов проходки по глубоким скважинам в зависимости от необходимых объемов подготовки запасов и суммарных объемов

добычи нефти и газа из новых пробуренных скважин на площади разведки и разбуривания;

- распределение общих объемов проходки по интервалам бурения глубоких скважин в зависимости от конструкции, количества и глубин глубоких скважин;

- определение объемов высоко- и низкооборотных объемов бурения для различных диаметров и типов долот на основе прогнозно-расчетных объемов проходки по интервалам бурения;

- выявление основных интервалов бурения глубоких скважин, существенно и резко влияющих на формирование высоких конечных количественных показателей бурения на основе поинтервального анализа и методического решения;

получение функциональных зависимостей для проектирования коммерческой скорости бурения, проходки на долото и стоимостных показателей бурения и оперативного регулирования конечных количественных показателей бурения глубоких одиночных и групп скважин;

- разработку программы на ПЭВМ на основе полученных функциональных зависимостей для проектирования и оперативного регулирования основных количественных показателей бурения в процессе строительства глубоких скважин.

2. На основе научных и методических исследований спроектированы на заданный период времени объемов проходки и конструкции скважин основные количественные показатели бурения глубоких поисково-разведочных скважин в Западной Сибири для каждого геологического производственного объединения.

Для повышения конечной проходки на долото при бурении поисково-разведочных скважин в Западной Сибири определенны потенциальные объемы применения низкооборотных лицензионных долот типа ГАУ диаметрами 190,5 -269,9 мм. На основе нашего обоснования и рекомендаций изготовлены и применены в 1987 - 1992 г.г. более 2100 шт. различных типов долот (СЗ-ГАУ, М-ГАУ, МЗ-ГАУ), в результате чего достигнуто увеличение средней проходки в 6,83 раза, стойкости в 11,4 раза по сравнению с высокооборотными долотами.

Болыной объем проведенных промысловых исследований подтвердил технологичность и высокую эффективность разработанной автором новой техники и технологии.

Для широкого применения низкооборотных долот типа ГАУ и полимерных растворов различного состава автором разработаны и реализованы программы для бурении глубоких поисково-разведочных и добывающих скважин в Башкортостане и Западной Сибири.

3. Разработаны научные и технологические основы разработки и проектирования базовых составов полимерных растворов без и с малым содержанием твердой фазы и полимерно-глинистых растворов различной плотности и динамической вязкости применительно к различным горногеологическим и термобарическим условиям бурения глубоких скважин в Урало-Поволжье и Западной Сибири.

4. Впервые установлены синергетические эффекты повышения динамической вязкости при взаимодействии между собой в растворах различных полимерных реагентов и карбоксиметилцеллюлозы.

5. Впервые экспериментальными и промысловыми работами установлены и обоснованы высокоизолирующие свойства полимерных растворов при течении в пористой среде в зависимости от типов и адсорбционных свойств, динамической вязкости полимерных растворов, режимов и продолжительности фильтрации, коэффициента проницаемости пород.

- параметр "а", который в совокупности определяет уменьшение скорости фильтрации полимерных растворов в пористой среде в зависимости от их вязкости и снижение коэффициента проницаемости пластов в зависимости от времени и перепада давления при фильтрации;

экспериментальными исследованиями установлены возникновение начальных градиентов давлений и кинетика изменения давлений при фильтрации полимерных растворов в пористой среде из-за поверхностной и глубинной закупорки проницаемых пластов.

-466. Развиты технологические основы применения полимерных растворов в зависимости от взаимодействия основных компонентов полимерных и других реагентов применительно к реальным условиям бурения и заканчивания глубоких скважин в Башкортостане и Западной Сибири.

7. Для предупреждения загрязнения природной среды при строительстве глубоких скважин разработаны и испытаны новые экологически безопасные полимерные и смазочные реагенты комплексного действия, составы для отверждения жидких и твердых отходов бурения и освоения глубоких скважин,

. оригинальные составы и способы гидроизоляции грунтов территории буровых и шламовых амбаров и сбора нефти с поверхности водоемов.

8. Разработаны программы для ПЭВМ по прогнозированию и регулированию технико-технологических количественных показателей бурения и фильтрации полимерных растворов в пористой среде.

Результаты исследований широко и высокоэффективно реализованы и реализуются при бурении глубоких поисково-разведочных и добывающих скважин в Башкортостане, Западной Сибири и др. регионах. Фактический экономический эффект в ценах 1984-1987 г.г. составляет 6758,7 тыс.руб.

В Приложениях к работе приведены документы, подтверждающие выдвижение основных идей программы и пути реализации разработок автора при бурении глубоких поисково-разведочных и добывающих скважин, расчеты фактической экономической эффективности и др. документы.

Основное содержание диссертации опубликовано в 135 научных работах, в том числе:

1. Андресон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров К.Л. Полимерные буровые растворы за рубежом. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1980.С.48.

2. Шарипов А.У. Методические основы прогнозирования и проектирования основных конечных показателей бурения на базе научно-технического прогресса. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1990. - с.65.

-473. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ,- 1991.- с.50.

4. Шарипов А.У., Долганская С.И. Полимерные растворы для бурения и заканчивания глубоких скважин. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1992.- с.42.

5. Колесников H.A., Шарипов А.У. Гидродинамические методы повышения эффективности бурения. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1989.C.47.

6. Шарипов А.У., Бочкарев Г.П., Андресон Б.А. Микросферические сорбенты для очистки водоемов и морских акваторий от нефтяных загрязнений. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1991.- с.42.

7. Бочкарев Г.П., Андресон Б.А., Шарипов А.У. Гидроизоляция и утилизация шламов амбаров для предотвращения загрязнения окружающей среды. Обзор. инф./ВНИИОЭНГ.- 1990.- с.48.

8. Андресон В.А., Абдрахманов Р.Т., Шарипов А.У. Экологически чистые смазочные добавки для приготовления буровых растворов. Обзор, инф./ ВНИИОЭНГ.- 1991,- с. 70.

9. Бабалян В.А., Шарипов А.У., Андресон Б.А., . Минхайров K.JI. Перспективы применения полимерных растворов при бурении глубоких скважин.//Тр./БашНИПИнефть.- 1975.- Вып.40.с.95-102.

10. Шарипов А.У., Минхайров K.JI., Андресон Б.А. Регулирование технологических свойств водных растворов ПАВ добавками полимера./Нефтяное хозяйство,- 1976.- N 7,- с.

11. Шарипов А.У., Ибатуллин M.JI. Прогнозирование и оценка конечной скорости углубления скважины от внедрения новых технико-технологических разработок.//Тр./БашНИПИнефть, Вып.бб.Уфа,- 1979.- с.46-52.

12. Шарипов А.У., Кагарманов Н.Ф., Минхайров K.JI., Бочкарев Г.П. Использование пластмассовых микробаллонов (пламилона) в деле охраны окружающей среды и недр.//Тр./БашНИПИнефть, Вып.56.- Уфа.- 1979.- с.40-46.

13. Шарипов А.У., Андресон Б.А. Минхайров K.JI., Бочкарев Г.П., Рахимкулов Ф.М. Применение силикатно-полимерного раствора при бурении

глубокой параметрической скважины./Нефтяное хозяйство,- 1981.; Вып.4,- с.19-22.

14. Шарипов А.У., Андресон Б.А., Бочкарев Г.П. Химическая очистка технической воды флокулянтами при бурении скважин в Башкирии.//Тр./БашНИПИнефть.- 1981.- Вып.61.- с.40-45.

15. Шарипов А.У., Кагарманов Н.Ф., Бочкарев Г.П. Решение задачи охраны окружающей среды путем утилизации и повторного использования отработанных буровых растворов. 10-я Международная научная конференция по геохимическим и физико-химическим проблемам при разведке и добыче нефти и газа. Петрогеохим. Варна. НРБ.- 1982.

16. Шарипов А.У., Кабиров Б.З., Антонов К.В. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами.//Нефтяное хозяйство.-1982,- Вып.8.- с.14-16.

17. Бочкарев Т.П., Шарипов А.У., Брахоргель Е.А. Пути утилизации отработанных буровых растворов./Нефтяное хозяйство.- 1982.- Вып.4.- с.64-66.

18. Логанов Ю.Д., Шарипов А.У. Методические основы построения управления научно-техническим прогрессом в геологоразведочном производстве.//Тр./ЗапСибНИГНИ.- 1986,- Вып.68.с.131-137.

19. Андрианова А.Э., Байков У.М., Лукманов Р.Р., Шарипов А.У. и др. ГОСТ 17.1.3.П-86. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше,- с.8.

20. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов без твердой фазы при первичном и вторичном вскрытии комплекса продуктивных пластов различной проницаемости./Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин. Тез.докл. II Всесоюзной конференции.- Ивано-Франковск.с.66-67.

21. Шарипов А.У. Область и опыт применения полимерных растворов в Западной Сибири./Нефть и газ Западной Сибири. Тез.докл. II Всесоюзной конференции,- Тюмень, 1989,- с.119-120.

-4922. Шарипов А.У., Рубанцева A.B. Анализ и прогнозирование механической скорости бурения и стойкости долот в Западной Сибири./Нефть и газ Западной Сибири. Тез.докл. II Всесоюзной конференции. Тюмень, 1989,- с.170-171.

23. Шарипов А.У. Прогнозные и фактические показатели работы долот при бурении глубоких разведочных скважин в Западной Сибири. Международная конференция "Механика горных пород при бурении"./Тезисы докладов.-Грозный.- 1991.

24. Брыков A.A., Колесников H.A., Шарипов А.У. Определение количества полимерного раствора проникающего в пласт в процессе бурения.//Международная конференция "Механика горных пород при бурении". Тезисы докладов.- Грозный.- 1991.с.100-105.

25. A.C. N482902 М.Кл.2 С02В9/02./Сорбент для удаления нефти с поверхности воды. Г.П.Бочкарев, Н.Ф.Кагарманов, А.У.Шарипов- N 2550219/2926; Заявлено 06.12.77. Не подлежит к опубликованию.

26. A.C. N916426 М.Кл.З С02Е1/52. Способ осаждения взвешенных веществ./С.Р.Рафиков, Г.А.Толстиков, А.У.Шарипов и др. (СССР) - N2954778/23-26; Заявлено 09.07.80; Опубл. 02.04.82, бюл. N12.

27. A.C. N1070296, Е21В21/08. Способ вскрытия продуктивных пластов./А.У.Шарипов, Б.З.Кабиров, Г.П.Бочкарев и др. (СССР) - 3466654/22-03; Заявлено 06.07.82; Опубл. 30.01.84; бюл. N4.

28. A.C. N1022981 АС09К7/00. Способ отверждения коллоидных систем, содержащих воду, преимущественно буровых растворов./А.У.Шарипов, Г.П.Бочкарев, Н.Ф.Кагарманов, Б.А.Андресон - N3413076/23-03; Заявлено 26.03.82; Опубл. 15.06.83; бюл. N22.

29. A.C. N1326958 СССР, МКИ...0117/21. Способ количественного определения аминов, амидов и нитритов в водных растворах./С.И.Долганская, А.У.Шарипов, Н.Е.Тивас - N 3784028; Заявлено 16.08.84; Опубл. 30.07.87; бюл. N28.

30. A.C. N1328363 СССР, МКИ...С09К7/02. Буровой раствор./А.У.Шарипов, С.И.Долганская, О.А.Земцова и др. (СССР) - N3990841; Заявлено 10.11.85; Опубл. 07.08.87; бюл. N28.

31. A.C. N1447831 AI.C09K7/02. Буровой раствор./А.У.Шарипов, С.И.Долганская, В.С.Войтенко и др. (СССР) - N4084213/23-03; Заявлено 07.07.86; Опубл. 30.12.88; бюл. N48.

32. A.C. N1542949 СССР, МКИ.С09К7/02. Полимерный буровой раствор./А.У Шарипов, С.И.Долганская, О.А.Земцова (СССР) - N4330771; Заявлено 20.11.87; Опубл. 15.02.90; бюл. N6.

33. A.C. N1754881 AI. Е 21 В 33/138. Амбар-накопитель для отходов бурения./А.У.Шарипов, Г.П.Бочкарев, B.A.AHflpecoH.N 4779563/03; Заявлено 09.01.90; Опубл. 18.08.92; бюл. N 30.

34. Патент СССР N1776264 МКИ С09В7/02. Раствор для вскрытия продуктивного пласта./Шарипов А.У., Долганская С.И., Шмавонянц В.Ш. (СССР).- Заявка N 4861714.- Заявлено 23.08.90.; 0публ.15.11.92.;бюл.Ш2.

35. Патент СССР N1790592 МКИ С09К7/06 /Состав для установки ванн прихваченных в скважине труб. /А.У.Шарипов, С.И.Долганская, С.Л.Савва, В.П.Кемпкин, Л.Х.Ибрагимов - 4947941/03; Заявлено 24.06.91.; Опубл. 23.01.93; бюл. N3.

Соискатель Шарипов А.У.

Подписано к печати_2. ?. О9- 9А_

Формат бумаги 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать офсетная. Печ. листов 2,0.

Тираж 100 экз. Заказ № 8?1

Ротапринт Уфимского нефтяного института.

Уфимский нефтяной институт. 450062, Уфа, Космонавтов, 1.