Повышение эффективности бурения и вскрытия продуктивных пластов напрямую связано с качеством применяемого бурового раствора. Правильный выбор типа раствора и его компонентов позволит сохранить продуктивность пластов, устойчивость стенок скважины и снизить вероятность других осложнений. Нефтегазовыми компаниями для условий повышенных давлений в качестве утяжеляющего компонента в составе буровых растворов применяется барит, реже сидеритовый или гематитовый утяжелитель. Но применение данных добавок для вскрытия продуктивного пласта приводит к снижению фильтрационных характеристик коллектора, так как их практически невозможно удалить из поровых каналов. Исходя из этого, предлагается безбаритный буровой раствор повышенной плотности на основе солей муравьиной кислоты (формиты) с добавкой карбонатного утяжелителя в качестве кислоторастворимого кольматанта. Приведены результаты экспериментальных исследований реологических параметров безбаритных растворов, проанализированы полученные данные. На основании сравнения результатов экспериментов рекомендуется применение безбаритного бурового раствора высокой плотности на основе солей муравьиной кислоты (формиата натрия и калия) и с добавкой частично гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 27 млн.
Значение углеводородных ресурсов и нефтегазового комплекса в настоящее время сложно переоценить. На территории Российской Федерации сосредоточена примерно третья часть мировых запасов природного газа, по запасам нефти Россия уступает всего пяти государствам, но даже этого достаточно, чтобы развивать и совершенствовать эту отрасль производства. Вопросы обеспечения рационального использования созданной минерально-сырьевой базы за счет вовлечения в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, неразрабатываемых месторождений твердых полезных ископаемых, снижения негативного влияния освоения недр на окружающую среду, качественного улучшение системы информационного обеспечения недропользования, мониторинга и контроля развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации Закрыть панель путем развития информационных технологий, в том числе за счет внедрения автоматизированных систем управления и регулирования в сфере геологии и недропользования, систем обработки, интерпретации, хранения и предоставления в пользование геологических данных являются задачами в «Стратегии развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года»
В статье представлены исследования по разработке композиции бурового раствора для проводки наклонно направленных скважин в условиях нефтяного месторождения, расположенного в республике Татарстан (Россия). Анализируются различные реологические модели течения жидкости и их применимость для буровых растворов. Представлены лабораторные эксперименты по измерению основных реологических параметров раствора, таких как пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, а также показатели нелинейности и консистенции. На основании проведенных лабораторных исследований были сделаны выводы, что высокомолекулярные полимерные реагенты (например, ксантановая смола) способны придать промывочной жидкости более выраженные псевдопластические свойства, а комбинация их с линейным высокомолекулярным полимером (например, полиакриламид) позволяет снизить величину динамического напряжения сдвига. Таким образом, при выборе полимерных реагентов, для обработки буровых растворов для наклонно направленного бурения, необходимо учитывать их строение, молекулярную массу и свойства. Комбинация разных видов реагентов в композиции бурового раствора способна привести к синергетическому эффекту и повысить эффективность процесса бурения в целом.
Рассмотрены варианты облегченных тампонажных составов с добавками различных веществ, таких как глинистые компоненты, зольные системы, кремнеземистые добавки, кероген, гильсонит, микросферы, а также процесс аэрирования тампонажного раствора. Представлены рекомендации по применению составов в различных условиях. Снижение плотности раствора достигается не только за счет низкой плотности используемых материалов, но и в результате увеличения водоцементного отношения. В таких условиях не удается обеспечить формирование в скважине прочного и непроницаемого цементного камня, создающего высокое качество межпластовой изоляции. Даны характеристики физико-механических свойств существующих облегчающих добавок, позволяющие определять наиболее рациональные условия использования тампонажных растворов для повышения качества цементирования скважин.
Представлены способы ослабления пород для повышения эффективности бурения твердых горных пород, а также сделана попытка разработки состава промывочной жидкости. Цель работы – создание композиций промывочных жидкостей, повышающих эффективность разрушения твердых горных пород. Авторами статьи проведены экспериментальные исследования составов промывочных жидкостей и их основных структурно-реологических и фильтрационных характеристик. Также на созданном стенде оценено влияние различных растворов, в том числе и разработанного, на процесс разрушения твердой породы. Результаты исследований показывают, что состав и характеристики разработанной промывочной жидкости положительно влияют на процесс разрушения твердых горных пород. Применение безглинистых буровых растворов с добавками композиций анионактивных ПАВ позволяет увеличить производительность буровых работ за счет повышения механической скорости бурения и проходки на долото.
Рассмотрены проблемы комплексного энергоснабжения процесса строительства скважин в осложненных климатических условиях. Предложен вариант утилизации попутного нефтяного газа в электроагрегатах для энергообеспечения буровых работ. Представлена методика расчета теплопотерь технологических объектов и требуемой тепловой мощности для поддержания рабочей температуры. Разработана когенерационная схема, позволяющая осуществлять одновременное электро- и теплоснабжение потребителей нефтяных месторождений путем использования попутного нефтяного газа в качестве топлива для энергогенерирующих агрегатов.
