Буровые растворы

Многолетний опыт сотрудников, высокое качество, надежность, экономичность и безопасность продукции - главные преимущества 
нашей компании! 

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ СИСТЕМЫ ЭБР ДЛЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН И ВСКРЫТИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Я.М. Курбанов1, Т.В. Зайковекая2, Н.А. Черемисина2, Г.Я. Курбанов2, Р.В. Куприн3

('Тюменский индустриальный университет, 2ООО "НовТехСервис", 3000 "РудХим")

 Данная статья посвящена сравнительному влияния применения различных типов буровых растворов на качество проводки нефтегазовых скважин и вскрытие продуктивных пластов.

 Приведен качественный, количественный и стоимостный анализ систем буровых растворов на водной и углеводородной ос­нове. Акцентировано внимание на существующие ограничения по применению РУО и ЭБР в современной отечественной практике, важным элементом которых является отсутствие качественных российских эмульгаторов. Сообщается о составах разработанных ЭБР с применением эмульгатора "Аргунит", особенностях регулирования технологических параметров и до­стигаемых технических результатах буровых растворов для вскрытия терригенных продуктивных, в том числе низкопроница­емых коллекторов.

 Ключевые слова: нефтегазовые скважины; вскрытие продуктивного пласта; коллекторские свойства пласта; буровой рас­твор; растворы на углеводородной основе; эмульсионные буровые растворы, обратные эмульсии; эмульгаторы.

DOI: 10.30713/0130-3872-2019-4-24-30


NATIONAL SYSTEM OF EMULSION DRILLING SOLUTIONS(EDS) FOR WELLS DRILLING AND PRODUCTIVE FORMATIONS OPENING IN COMPLEX GEOLOGICAL CONDITIONS


Ya.M. Kurbanov, T.V. Zaikovskaya, N.A. Cheremisina, G.Ya. Kurbanov, N.V.Kuprin

 This paper is devoted to the comparative analysis of the evvect of various drilling fluids on the quality of the oil and gas wells drilling and productive formations opening. 

 The qualitive, quantitative and cost analysis of water-and hydrocarbon-based drilling muds is presented. Attencion is focused on the existion restrictions on the use of hydrocarbon-based drilling muds(HBDM) and emulsion drilling solutions (EDS) in modern domestic practice, an important element of which is the lack of high-quality Russian emulsifier, specific features of technological parameters control and technical results achieved when using drilling fluids for terrigenous productive reservoirs opening, including low-premeable ones. 

 Keywords:oil and gas wells; opening of a productive reservoir; reservoir properties of the reservoir; drilling mud; hydrocarbon-based solutions; emulsion drilling fluids, reverse emulsions; emulsifiers.


 Практика строительства нефтегазовых скважин показывает наличие ряда нерешенных вопросов, свя­занных с качеством вскрытия продуктивных пластов, и в настоящее время эта проблема также остается ак­туальной. Существенным аспектом этой проблемы является применение одного состава (типа) бурового раствора как для проводки верхних интервалов ствола скважины, так и для вскрытия продуктивного гори­зонта. Как правило, для этого используются более экономичные системы буровых растворов на водной основе, с известными недостатками влияния на про­дуктивный коллектор. Особенно часто такие решения применяются в поисково-разведочном бурении, и, в основном, по этой причине не обеспечивается каче­ственное вскрытие продуктивного пласта, а дальней­шее испытание и освоение скважин сопровождаются дополнительными технологическими операциями по интенсификации притока, длительным периодом вво­да скважин в эксплуатацию и, как следствие, пони­женной продуктивностью.

 Безусловно, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта - функция физико-химического совершенства бурового раствора и гидродинамиче­ской составляющей в системе скважина — пласт при проводке и освоении. В последнее время сервисными компаниями используются биополимерные и другие ингибирующие системы буровых растворов и стаби­лизированные полисахаридами и другими детерген­тами. Как показывают лабораторные и промысловые исследования, это позволяет значительно улучшить удерживающие свойства промывочной жидкости при низких скоростях сдвига в кольцевом пространстве, с обеспечением "щадящей" репрессии на пласт в верти­кальных и горизонтальных участках скважины. При этом высокие значения суспендирующих свойств бу­рового раствора позволяют удерживать частицы вы­буренной породы во взвешенном состоянии. Это при­водит к минимуму вероятность прихвата инструмента при приводке наклонно направленных и горизонталь­ных участков ствола. Легко разрушаемая при возоб­новлении циркуляции структура бурового раствора снижает гидравлические потери и эквивалентную плотность, обеспечивая более низкий перепад давле­ния в системе скважина — пласт, что позволяет подве­сти большую мощность к забойному двигателю и увеличить скорость бурения [1].


Однако, наряду с известными преимуществами, применение таких растворов несет ряд негативных последствий. Буровой раствор - многокомпонентная дисперсная система, включающая в себя коллоидную и твердую фазы, а также значительное количество химических реагентов, регулирующих фильтрационные и реологические свойства. Проникая последовательно в пласт, фильтрат, твердая и коллоидная фазы бурового раствора блокируют поровое пространство пласта, существенно изменяя его ФЭС, а в дальнейшем и эксплуатационные характеристики скважины. Исследования также показали отрицательное влияние многих химических регентов: химически активный фильтрат, проникая в поровое пространство, снижает проницаемость по нефти и газу, что приводит к ряду необратимых процессов [2, 3]. Эти недостатки обусловлены главным образом свойствами самой воды, в частности, ее способностью растворять соли, взаимодействовать с пластовой нефтью и газом в пористой среде с образованием эмульсий и высоковязких суспензий; гидратировать и диспергировать глины, в том числе цементирующего материала пород.

  С целью устранения отдельных негативных свойств буровых растворов на водной основе в конце XX столетия были разработаны буровые растворы на углеводородной основе. При этом было установлено, что в значительной части терригенных поровых коллекторов со смешанным цементным материалом или преимущественно глинистым материалом коэффициент восстановления проницаемости выше при использовании растворов на углеводородной основе - РУО и ЭБР (эмульсионные буровые растворы) - стабилизированные смешанные дисперсии "нефть-вода".

  РУО удовлетворяют требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов. Использование неутяжеленных РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются углеводороды, по физико-химическим свойствам родственные углеводородному пластовому флюиду, насыщающему продуктивный пласт и, следовательно, не образующие при их взаимодействии малоподвижных эмульсий, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

  Зарубежный опыт бурения показывает, что до 35...40 % объема вскрытия продуктивных пластов приходится на использование буровых технологических жидкостей на углеводородной основе (РУО и ЭБР), несмотря на их высокую стоимость. Это оправ-дано сохранением фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сокращением времени и средств на освоение и испытание объектов и соответственно получением высоких значений дебитов углеводородов и в конечном итоге - более высоких КИН. В России пик использования РУО приходился на 70-80-е гг. XX столетия, а в дальнейшем объемы его применения снижались. В настоящее время доля сервисных услуг с использованием углеводородных буровых растворов отечественными компаниями составляет не более 7...9%.

  Как показала практика использования РУО для вскрытия продуктивного пласта, они являются универсальными и обладают неоспоримыми преимуществами перед водными системами буровых растворов:
  • сохранением фильтрационно-емкостных характеристик нефтегазоносных пластов;
  • сохранением естественных свойств отбираемого кернового материала (при применении соответствующих изолированных агентов);
  • щадящим режимом промывки скважин в силу особенностей реологических характеристик РУО;
  • эффективностью бурения в неустойчивых, набухающих (текучих) породах, в силу физико-химической инертности к большинству горных пород;
  • повышенной термостойкостью и широким диапазоном регулирования плотности и реологических свойств;
  • устойчивостью к различным видам скважинной агрессии;
  • низкие фильтрационными характеристиками;
  • высокой смазочной способностью на различных поверхностях в силу олеофильности;
  • увеличением срока службы бурового оборудования и инструмента, уменьшением энергетических за-трат на бурение.

  Высокая агрегативная, седиментационная устойчивость и физико-химическая стабильность позволяют РУО многократно использовать в бурении, а также в качестве технологических жидкостей для зарезки вторых стволов, капитального ремонта (глушение и освоение, перфорация скважин), обработки призабойной зоны продуктивных пластов добывающих скважин и т. п.

  Однако основным препятствием более широкого применения РУО являются экологические проблемы, связанные с опасностью загрязнения окружающей среды токсичными компонентами, входящими в его состав, среди которых сложные органические структурообразователи и компоненты для регулирования технологических параметров.
К основным недостаткам буровых растворов на углеводородной основе относятся:
  • высокая пожароопасность;
  • дорогостоящие мероприятия при эксплуатации по охране окружающей среды (утилизация, хранение и др);
  • ограничение проведения электрических методов ГИС;
  • отрицательное влияние на резиновые детали оборудования, контактирующие с раствором;
  • вредное воздействие на организм человека;
  • существенная зависимость вязкостных и тиксотропных свойств от температуры и давления, что обусловливает трудности поддержания необходимого уровня структурообразования в забойных условиях;
  • трудность в поддержании параметров при попадании воды и пластовых компонентов;
  • сложность приготовления и управления технологическими свойствами;
  • значительная дороговизна материалов и хим. ре-агентов, используемых для приготовления.
 С целью исключения части недостатков РУО были разработаны эмульсионные буровые растворы (ЭБР).

 ЭБР представляют собой эмульсионную систему, содержащую нефть или другой углеводородный компонент (дизельное топливо, минеральное масло, газо-вый конденсат или их комбинации), воду, органофильный бентонит (или другой структурообразователь), нефтерастворимые полимеры, тонкодисперсные наполнители. Для лучшего диспергирования углеводородного компонента обязательными составляющими являются специальные эмульгаторы.

  Различают эмульсии: прямая эмульсия типа "масло в воде", или эмульсия первого рода, и обратная эмульсия типа "вода в масле", или эмульсия второго рода.
Для получения ЭБР предпочтительны обратные эмульсии, углеводородный характер дисперсионной среды которых позволяет минимизировать негативное воздействие на продуктивный коллектор, максимально сохраняя естественную проницаемость продуктивного пласта, и снизить вероятность возникновения наиболее характерных осложнений, таких как потеря устойчивости стенок скважины, прихваты бурового инструмента и др. [4, 5]. Такие растворы обладают:
  •  высокими ингибирующими свойствами по от-ношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении периода строительства;
  •  высокими смазочными свойствами;
  •  капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность;
  •  низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор;
  •  пониженной пожароопасностью;
  •  возможностью проведения электрометрических методов ГИС;
  •  более низкой стоимостью по сравнению с РУО.
  Однако некоторые недостатки РУО сохраняются - это зависимость вязкости раствора от температуры (разжижение или загущение, соответственно, при высоких и низких температурах) [6, 7]. Резкое падение вязкости, динамического и статического напряжения сдвига ЭБР при увеличении температуры приводит к заметному ухудшению качества очистки ствола горизонтальных скважин, осаждению шлама и утяжелите-ля, росту коэффициента трения, возникновению затяжек и посадок инструмента, прихватов (в том числе дифференциальных).

  Для придания эмульсионному буровому раствору агрегативной и седиментационной устойчивости в нее вводят эмульгатор, определяющий тип эмульсии. Качество эмульгатора во многом определяет необходимые технологические свойства раствора: кинетическая и агрегативная устойчивость и температурный диапазон его применения.

  В настоящее время среди эмульгаторов обратных эмульсий распространена как зарубежная, широко представленная на рынке, так и отечественная продукция. В качестве эмульгаторов обратных эмульсий используются неионогенные ПАВ, хорошо растворимые в углеводородах: синтетические жирные кислоты (С17-С24), эфиры триэтаноламина и кислот таллового масла (эмультал), окисленные тяжелые нефтяные углеводороды (окисленный петролатум, высокоокисленный битум), алкилоламиды жирных кислот и др.

  ЗапСибБурНИПИ имеет значительный опыт раз-работки и применения РУО и впервые в Западной Сибири предложил его использование в разведочном бу-рении. В настоящее время ГК "ЗапСибБурНИПИ- НовТехСервис" совершенствует системы ЭБР и оказывает сервисное сопровождение при проводке скважин, вскрытии низкопроницаемых пластов, в том числе со сложными траекториями [8-10].
Учитывая постоянно ужесточающиеся требования к технологическим характеристикам ЭБР, разработка принципиально новых и более качественных эмульгаторов является весьма актуальной научно-технической задачей. Для этой цели объектом исследований были выбраны различные эмульгаторы отечественных и зарубежных производителей, в том числе эмульгаторы производства ООО "РУДХИМ" серии Аргунит.

  Для исследований были взяты базовый эмульгатор для приготовления буровых растворов на углеводородной основе (обратных эмульсий) Аргунит РХ-К (ТУ0258-001-222975-61-2015), представляющий собой неионогенное ПАВ с азотсодержащей функциональной группой на основе жиров растительного и животного происхождения, и Аргунит РХ-Д — также эмульгатор обратных эмульсий, представляющий собой композицию неионогенных ПАВ на основе алкилоламидов высших жирных кислот и полиизобутиленсукцинимидов. Оба реагента, исходя из компонентного состава, вероятнее всего будут обладать высокими эмульгирующими и стабилизирующими свойствами.

  В качестве сравнительной базы был выбран эмульгатор Эмультал - сложный эфир таллового масла и триэтаноламина. Данный эмульгатор широко применяется в составе инвертных растворов на основе дизельного топлива, стабилизированных органобентонитом.

  Основными функциями эмульгатора в системе являются обеспечение агрегативной и кинетической устойчивости и возможность регулирования техно-логических свойств в ЭБР. Поэтому критериями эффективности эмульгаторов выбраны показатель электростабильности (Э), а также показатель седи- ментационной стабильности (С). Для оценки электро­стабильности использовался анализатор электростабильности бурового раствора ПЭС-1000, предназна­ченный для оперативной оценки качества эмульсион­ных растворов на основе углеводородов по величине электропробоя. Седиментационную стабильность ЭБР к отделению углеводородной среды оценивали по ко­личеству отделившейся в статических условиях дис­персионной среды из объема эмульсии за 24 ч при со­ответствующих температурах.

Сравнительная характеристика ЭБР, стабилизиро­ванных различными эмульгаторами, приведена в табл. 1.


Таблица 1

Технологические характеристики ЭБР, приготовленных на основе различных эмульгаторов

Наименование

эмульгатора

Технологические характеристики ЭБР

э,в

Л, Па-с

т, дПа

CHl,

дПа

С, %

Эмультал

175

29,5

155

6/6

0

Аргунит РХ-К

265

30,5

ПО

6/6

0

Аргунит РХ-Д

271

33

108

6/6

0

Эмульгатор полимерный РХ-П1

241

31,5

103

4/4

4,7

Эмульгатор полимерный РХ-П1 (улучшенный)

125

29,5

83

0/0

0

Эмульгатор полимерный РХ-П2

180

31,5

108

3/3

3,7

Эмульгатор полимерный РХ-П2 (улучшенный)

170

29

73,5

0/0

0


Примечание.
1. Состав ЭБР (% об.): масло ВМТЗ - 60 %, эмульгатор - 3%, органобентонит Консит-А — 1 %, насыщенный раствор хлорида кальция (р = 1190 кг/м3) - 26 %. Соотношение фаз У:В = 34:30.
2. Измерение технологических показателей ЭБР проведено при Т= 22±2 °С.

Их всех эмульгаторов серии Аргунит следует от­метить эмульгаторы марок РХ-К и РХ-Д, поэтому для дальнейших исследований применялись именно эти марки. Исследования показывают, что при одинако­вой седиментационной стабильности ЭБР, стабилизи­рованные эмульгаторами РХ-К и РХ-Д, обладают бо­лее высокими показателями электростабильности, что характеризует растворы как более агрегативно и кинематически устойчивые.

В качестве углеводородной основы для исследова­ний использовались дизельное топливо, масло ВМТЗ, товарная нефть, а также их смеси.


В табл. 2 представлены обобщенные результаты лабораторных исследований ЭБР, стабилизированных эмульгаторами Аргунит РХ-К и РХ-Д.

Таблица 2

Результаты исследования ЭБР, стабилизированных эмульгаторами Аргунит РХ-К и РХ-Д в различных дисперсных средах


Состав раствора, %

Технологические параметры

р, г/см3

Ту, с

д, мПа-с

то,дПа

СНС,

дПа

В,

см3/30 мин

рн

эс,в

У/В, % об.

Масло ВМТЗ  60

Эмульгатор РХ-К 3

Органобентонит 1 

СаСl2  9

Известь гашеная 2,5

Вода 24,5

МК-100 до пл. 1,30 г/см3

1,32

362

31

87

71/78

0,2

10

608

42/22

Дизтопливо 60

Эмульгатор РХ-К 3

Органобентонит 1

СаСl2  9

Известь гашеная 2,5

Вода 24,5

МК-100 до пл. 1,30 г/см3

1,31

127

12,5

30

14/25

0,8

10

385

42/22

Масло ВМТЗ 15

Эмульгатор РХ-К 5

Раствор солей: 80

СаСl2 30

Са(МОз)2 30

Вода 40

1,30

107

24,5

85

22/27

1,8

8,5

260

32/42

Дизтопливо 51 

Эмульгатор РХ-Д 3,5

Органобентонит 2,5 

СаСl2  12 

Вода 32 МК-60, МК-100 (50:50)   

1,31

54

23,5

78

13/13

0,3

8

273

Тв-30

46/24

Дизтопливо 51 

Эмульгатор РХ-Д 5,0

Органобентонит 2,5 

СаСl2  12 

Вода 32 

МК-60, МК-100 (50:50)   

1,31

57

25,5

80

14/14

0,5

8

230

46/24

МаслоВМГЗ 51
Эмульгатор РХ-Д 3,5
Органобентонит 1,5
СаСl2  12
Вода 33
МК-60, МК-100 (50:50)

     1,31      194      За пределами измере­ний прибора              3/5          0,2          8      370      46/24

 Нефть 50
Эмульгатор РХ-Д 3,0
Органобентонит 1
Сl2  5
Известь 2
Вода 39
МК-100

     1,32          За пределами измере­ний прибора      79/110      0,3      И      360      46/24


 ЭБР с эмульгатором Аргунит РХ-К и РХ-Д, приго­товленные на основе гидравлического масла, облада­ют более высокой агрегативной устойчивостью по сравнению с растворами на основе дизельного топли­ва, о чем свидетельствуют показатели электроста­бильности. Однако полученные ЭБР на основе диз­топлива имеют удовлетворительные показатели рео­логических свойств. Очевидно, что для растворов на основе дизельного топлива в рецептуру ЭБР необхо­димо дополнительно вводить реагенты, обладающие стабилизирующей функцией и тенденцией к увеличе­нию структурно-механических свойств. Однако более рациональным оказался путь создания комбиниро­ванной дисперсионной среды, например, "масло + ди­зельное топливо".
Таким образом, исходя из теоретических предпо­сылок и лабораторных исследований выбраны, в ка­честве дисперсионной среды, гидравлическое масло, дизтопливо и нефть.

С целью изучения влияния концентрации эмульга­торов на технологические свойства ЭБР были прове­дены соответствующие оптимизационные экспери­ментальные исследования.

Обратные эмульсии на базе Аргунита РХ-К в ко­личестве 3 % по всем технологическим параметрам удовлетворяют требованиям, предъявляе­мым к ЭБР, и позволяют считать концен­трацию эмульгатора оптимальной.

 При увеличении концентрации эмульга­тора РХ-Д более 3 % интенсивность изме­нения показателя электропроводности зна­чительно снижается, а показателя фильтра­ции увеличивается. При прочих равных условиях дальнейшее увеличение его кон­центрации нецелесообразно.

 Поскольку ЭБР в первую очередь пред­назначаются для вскрытия продуктивных залежей, основное внимание было направлено на исследование влияния буровых растворов на ФЕС продуктивного пласта и оценку коэффициента восстановления про­ницаемости (Явпр).

Исследования проводились на искусственных об­разцах керна, литологический состав которых соот­ветствовал породам, слагающим продуктивные пла­сты районов Западной Сибири (песчаники), со сход­ными фильтрационными параметрами. Свойства кер­нового материала, использованного для проведения испытаний, представлены в табл. 3


Таблица 3

Свойства кернового материала

Номер

кернового

образца

Литология

А"прг, 10 3 мкм2

Коп, %

1

Песчаник

11,3

15

2

Песчаник

8,9

21


Объектом изучения являлись модельные эмульси­онные буровые растворы: ЭБР-1 (эмульгатор Аргунит РХ-К), ЭБР-2 (эмульгатор Аргунит РХ-Д) и ингиби­рованный биополимерный буровой раствор. Для бо­лее точной сопоставимости результатов исследований состав биополимерного раствора включал в себя кольматирующую и утяжеляющую добавку - микро­кальцит фракций 60, 100 мкм. В табл. 4 представлены технологические параметры образцов модельных бу­ровых растворов, использованных для проведения ис­пытаний.

Таблица 4

Технологические параметры образцов модельных буровых растворов

Наименование

бурового

раствора

р, кг/м3

СНС,

дПа

В,

см3/30 мин

Чпл1

мПа*с

То,

дПа

э,в

У/В, % об.

ЭБР-1

1,31

14/25

0,8

12,5

30

385

42/22

ЭБР-2

1,31

13/21

0,3

18,5

62

273

46/24

Биополимерный

1,31

20/35

2,0

22

90

-

-


 Лабораторные исследования проводились на модернизированной установке типа УИПК, позволяющей измерять проницаемость керна до и после обработки буровым раствором.

 Обобщенные результаты исследований влияния буровых растворов на коэффициент восстановления проницаемости керна приведены в табл. 5. Результаты исследований показывают, что средний коэффициент восстановления проницаемости для ЭБР-1 составил О 91...0,93; ЭБР-2 - 0,89...0,92, а при применении биополимерного бурового раствора - 0,86...0,87. Со-гласно проведённым исследованиям и полученным результатам можно сделать вывод, что исследованные модельные образцы ЭБР практически сохраняют кол-лекторские свойства (Ктр достигает 92...94 % от начального значения) продуктивного пласта.

 Таблица 5

Результаты влияния проб растворов на коллекторские
свойства кернового материала

Наименование

раствора

Номер

кернового

образца

Литоло­гия

Средний коэффициент восстановления прони­цаемости, /Гвпр

Биополимерный

1

Песчаник

0,87

ЭБР-1

0,91

ЭБР-2

0,89

Биополимерный

2

Песчаник

0,86

ЭБР-1

0,93

ЭБР-2

0,92


Возможно исследования неутяжеленных (модель­ных) образцов бурового раствора показали более вы­сокие значения Ктр. В нашем случае некоторое сни­жение Квпр происходит за счет кольматации порового пространства утяжелителем МК (микрокальцитом), которое может быть изменено соответствующими ме­тодами интенсификации - кислотные ванны, свабирование и др.

Одним из преимуществ ЭБР являются высокие фрикционные свойства, улучшающие условия рабо­ты породоразрушающего инструмента и оборудова­ния и снижающие риск образования прихватов. Определение фрикционной способности проводи­лось с помощью машины трения, которая определяет коэффициент трения пары "металл-металл" и прибо­ра КТК - "металл-порода" (фильтрационная корка) (рисунок).


ЭБР обладают повышенной смазывающей способ­ностью по сравнению с растворами на водной основе, обработанными соответствующими понизителями трения, также снижают риск образования дифферен­циальных и механических прихватов.

Лабораторными исследованиями установлены перспективы применения эмульгаторов серии Аргу­нит РХ-К и Д в качестве стабилизаторов при приго­товлении ЭБР для широкого спектра геолого­технических условий вскрытия продуктивных пла­стов, а также проводки скважин в отложениях глини­стых сланцев, неустойчивых гидратирующихся пород и отложений с глинистым цементом, и рекомендова­ны для проведения широких промысловых испытаний в Западной Сибири.

Исследования показывают возможность получения стабильных эмульсионных растворов с использовани­ем эмульгаторов серии Аргунит марок РХ-К и РХ-Д производства ООО "Рудхим". Данные ЭБР отличают высокая стабильность, оптимальные реологические свойства, низкие фильтрационные показатели.

Таким образом, использование ЭБР позволяет ре­шить проблемы, связанные с неустойчивостью стенок скважины, значительно увеличить продуктивность скважины (особенно в низкопроницаемых коллекто­рах), повысить успешность проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин.


ЛИТЕРАТУРА

1.    Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. - 663 с.

2.    Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продук­тивных пластов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 57 с.

3.    Рабинович Н.Р., Смирнова Н.Т., Тевзаде Н.Р. Оценка ка­чества вскрытия пластов и освоение скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 40 с.

4.    Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах/Н.А. Петров, А.Я. Соловьев, В.Г. Султанов [и др.]. - М.: Химия, 2008. - 439 с.

5.     Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на место­рождениях ООО "ЛУКОИЛ-ПЕРМЬ"/Ю.В. Фефелов [и др.] //Нефть. Газ. Новации. - 2009. -№10. - С. 45-48.

6.    Разработка, опыт применения и перспективы повторно­го использования инвертно-эмульсионных буровых раство­ров / О.В. Гаршина, П.А. Хвощин, О.Г. Кузнецова [и др.] //Нефт. хоз-во. -2011. -№ 10. - С. 56-59.

7.    Высококачественные инвертно-эмульсионные буровые растворы для пологих скважин / А.Я. Со­ловьев, В.А. Докичев, Г.В. Конесев [и др.] // Неф­тегазовое дело. - 2004. - Т. 2. - С. 67-73.

8.    Вскрытие продуктивных пластов РУО при бу­рении глубоких параметрических скважин / Я.М. Курбанов, В.Г. Матюшов [и др.] // Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических сква­жин: сб. ст. - Ярославль, 2001. - С. 107-109.

9.   Буровой раствор на углеводородной основе /Я.М. Курбанов, Ю.Ф. Логинов, А.А. Хайруллин,В.Г. Матюшов // Пат. 2208035 Рос. Федерация. - 2001. -Бюл. № 19.

10. Курбанов Я.М., Логинов Ю.Ф., Хайруллин А.А. Опыт примененш растворов на углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов в За­падно-Сибирском регионе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2004. - № 8. - С. 28-33.

Я.М. Курбанов1, д-р техн. наук, профессор,

Т.В. Зайковская2, руководитель департамента,

Н.А. Черемисина2, руководитель центра лабораторных ис­следований,

Г.Я. Курбанов2, ведущий инженер,

Р.В. Куприн3, генеральный директор

1Тюменский индустриальный университет

e-mail: yakurbanov@tambler.ru

2000 "НовТехСервис"

e-mail: burnipi@mail.ru 

3ООО "РудХим"

e-mail: rudchem31@gmail.com