Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
140
Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана технология строительства скважин на битумные отложения, включающая специальные компоновки низа бурильной колонны для интенсивного набора кривизны до 90°, ее стабилизации в продуктивном пласте и малоинтенсивного набора кривизны до 130−150° на интервале обратной ветви траектории ствола сквозной скважины с выходом забоя на дневную поверхность.

2. Разработаны научно и технологически обоснованные решения в области проектирования рациональной конструкции и профиля скважины, обеспечивающие спуск обсадных колонн до проектных глубин.

3. Разработаны методы оценки величин, возникающих в скважине сил сопротивления, при выполнении спуско-подъемных операций бурильной колонны и спуске обсадных колонн и метод эффективного управления основными факторами, влияющими на эти силы.

4. Определены величины максимально возможной длины горизонтального ствола в продуктивном стволе с целью увеличения дебитов скважин.

5. На основе разработанной технологии строительства скважин, впервые в отечественной практике буровых работ, в республике Татарстан осуществлено строительство & quot-сквозных"- скважин (паронагнетательных и добывающих) с параллельными стволами в продуктивном пласте на расстоянии пяти метров друг от друга по вертикали, с выходом забоев на дневную поверхность.

6. Успешное внедрение в производство разработанной технологии бурения обеспечило начало промышленного освоения месторождений природных битумов в республике Татарстан.

Заключение.

Последовательная добыча битума из системы стволов и одновременное бурение даст возможность при минимальной затрате средств добывать его по мере накопления в стволах за время кругового их обхода. Причем для добычи битума необходима стационарная установка для подачи теплоносителя и компоновка бурильного инструмента с электробуром. На этой основе появляется система непрерывной добычи битума с минимальными затратами теплоносителя.

Нам представляется, что при вложении достаточных инвестиций в эти проекты, предложенные способы могут найти широкое применение в нефтяной и газовой промышленности.

Совершенствованию технологии разрушения породы на забое в ГС по священы работы [19−25]. 1

Рис. 1. 13. Схема бурения ярусов в ПБ из открытых стволов

Раздел 2. Геологическое строение Ашальчинского битумного месторождения

В тектоническом отношении Ашальчинское месторождение располагается в пределах Черемшано-Ямашинской зоны на западном склоне Южного купола Татарского свода. Основные скопления битумов сосредоточены в терригенных коллекторах уфимского яруса верхней Перми. Осадочный комплекс в районе месторождения полностью вскрыт разведочными скважинами, пробуренными на битумную залежь. Геологический разрез до глубины 270 метров сложен отложениями пермской, неогеновой и четвертичной системами.

Глубина залегания продуктивных отложений в районе месторождения изменяется от 48 до 124 м. Амплитуда поднятия составляет 36 м, размеры поднятия — 2,5×4,0 км. Общая толщина песчаной пачки в пределах месторождений изменяется от 5 до 38,5 метра. Эффективная нефтенасыщенная толщина на северной части залежи достигает 31,15 м, южной 16,8 м и в среднем по месторождению составляет 17,7 м. Средняя пористость продуктивного коллектора составляет 0,333 доли единиц. Среднее значение проницаемости продуктивного кол

2 2 лектора составляет 0,265 мкм (горизонтальная) и 0,394 мкм (вертикальная).

Начальная весовая нефтенасыщенность продуктивного коллектора в среднем составляет 0,10 дол. ед. Нефтенасыщенность продуктивного коллектора по данным ГИС изменяется от 0,572 до 0,903 доли ед.

Особенностью строения залежи является наличие внутри залежи водонасы-щенных пропластков составляющих в среднем 3,5%, эффективной нефтенасы-щенной толщины.

Покрышкой для залежи служат & quot-лингуловые глины& quot-. Толщина их в присво-довых и сводовых частях составляет 4−10 метров, в пониженных участках достигают 22 м.

Характеризуя гидрогеологическую изученность Ашальчинского месторождения следует отметить, что пьезометрические уровни нижнепермских и верхнепермских горизонтов повторяют дневную поверхность. Зона пресных вод изучена недостаточно полно. Поэтому для исключения возможных перетоков нижних вод конструкции сквозных скважин должна составлять надежное перекрытие вайту-ганского и камышлинского горизонтов. Для контроля за режимом подземных вод необходимо предусмотреть пьезометрические скважины на верхние, внутрикон-турные и нижние воды.

Сводный геолого-стратиграфический разрез до глубины сакмарских отложений Ашальчинского битумного месторождения

Литологический разрез Толщина нтервала, м Интервал, м Категория пород по буримости Возможные осложения

1 2 3 4 5

Суглинки бурокоричневые 0−16 0−16 III Обвалы

Глины бурокоричневые жирные пластичные N 0−128 0−128 III Обвалы

Песчаник известковый Глина серая Рг 0−61 0−61 IV

Известняк буроватожелтый 3−5 20−25 VI

Алевролит слоистый 5−10 25−35 IV Поглощения

Песчаник серый мелкозер. 3−4 25−39 IV

Мергель серый, известняк 3−4 39−41 V

Известняк темно-серый, известковый 3−8 42−51 V

Глина серая, слоистая, известковистая 10 51−61 III

Известняк темносерый, сильно глинистый 1,3−48 61−69 XI Поглощения

Глина серая, слоистая 4−22 69−82 IV

Песчаник коричневый, мелкозернистый, битуминозный 5−39 82−109 III Осыпи

Переслаивание глин, песчаников, алевролитов, мергелей 6−78 109−140 IV-V

2.1. Геолого-технологическое обоснование строительства пары горизонтальных скважин

Отложения уфимского яруса (Р2 -и), содержащие основные запасы природных битумов (ПБ), на площади месторождения представлены шешминским горизонтом, состоящим из двух пачек: нижней — песчано-глинистой и верхней — песчаной.

Верхняя песчаная пачка, к которой приурочена битумная залежь, представляет собой своеобразное природное образование в виде песчаного тела, вытянутого в северо-западном направлении. В пределах рассматриваемого месторождения песчаная пачка развита повсеместно, ее толщина изменяется от 5 м до 38,5 м. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.

Песчаная пачка вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами и бурение оценочных скважин №№ 227, 228, 229 проведено со сплошным отбором керна к продуктивной толще. Песчаная пачка сложена песчаниками в различной степени сцементированными: от рыхлых песков до плотных, сильно известкови-стых, практически непроницаемых песчаников. Крайне редко в разрезе песчаной пачки встречаются маломощные прослои глин и известняков. В кровельной части песчаной пачки залегают & quot-лингуловые глины& quot-, интервал залегания которых на кривых гас обозначен повышенными значениями амплитуд кривых ПС и ГК.

Пески и песчаники в битумоносных интервалах от коричневых до черных, часть косослоистые, с включениями кристаллов пирита. Кластический материал в песчаниках представлен обломками кремния, эффузивных пород, зерен кварца, полевых шпатов, чешуйками слюды и другими породами и минералами. Форма зерен угловатая. Размер их 0,03−0,4 мм, преобладает размер зерен 0,1−0,2 мм. Цемент в песчаниках глинисто-кальцитовый, в плотных разностях — кальцитовый, базальный. По данным анализа результатов исследования кер-нового материала в осевой части поднятия продуктивная толща песчаной пачки сложена рыхлыми песками и слабосцементированными рассыпающимися песчаниками с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В приконтурных частях рыхлые отложения сменяются песчаниками сцементированными, а за пределами контура битумоносности песчаная пачка представлена песчаниками

TZ

О го о За X jr

Sc ь s: н о S о I 0 1 о

H -О ш

О W

-е s

X. CD о s S (

-o CD to -О CD to средней крепости с пониженными коллекторскими свойствами. По результатам бурения оценочных скважин №№ 227, 228, 229, заложенных по рекомендации ОПР, было уточнено геологическое строение залежи. В разрезе скважины № 229 выделяются плотные прослои, по кровельной части одного из которых по ГИС отбивается подошва залежи. В скважине № 228 по результатам ГИС выделен БВК. Разница в гипсометрических отметках БВК (в скв. № 228) и подошвы нефти (в скв. № 229) составляет 26 метров. По макроописанию кернового материала весь разрез песчаной пачки на участке заложения пары горизонтальных скважин, за исключением плотных глинистых прослоев в скважине № 229, битумонасыщен. Подошвой залежи по результатам анализа керна служат глины известковистые с тонкими прослоями битумонасыщенного песчаника и глин песчанистых. Необходимо отметить, что керн при выносе и при проведении анализов, особенно экстрагировании, разрушается в результате слабой цементации или отсутствии ее.

В подошвенной части песчаной пачки залегает песчаник черный с коричневым, реже с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, плотный, крепкий, поли-миктовый, тонкослоистый.

Соответственно принятым решениям в проектном документе на опытно-промышленную разработку (ОПР) битумной залежи Ашальчинского месторождения, предусматривающей бурение парных горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в вертикальной плоскости на расстоянии пять метров, в данном проекте на строительство таких скважин обосновывается заложение первой пары. Первые опытные проектные скважины №№ 232, 233 с учетом инфраструктуры, устьев и забоев пробуренных скважин и с целью максимального сохранения температуры закачиваемого пара, подаваемого на устье нагнетательной скважины, расположены в плане на самом возможно близком расстоянии от источника воды и природного газа. В верхнюю ГС должна осуществляться закачка пара, а из нижней — производиться отбор стекающего под силой гравитации битума. Скважины предполагается пробурить сквозные с выходом их забоев на поверхность. Выкопировка с карты эффективных битумона-сыщенных толщин песчаной пачки Р2и Ашальчинского месторождения природных битумов, выполненная в отделе разработки бАО & quot-Татнефть"- ТатНИПИ-нефть, представлена на рис. 2.2.

В разрезе продуктивной части траектория нижней добывающей скважины в самой своей нижней точке отстоит от подошвы песчаной пачки на 1,6 метров. Расстояние по вертикали между стволами паронагнетательной и эксплуатационной скважин равное пяти метрам было определено как оптимальное при моделировании процесса разработки залежи. Бурение сквозных скважин с выходом забоя на поверхность в Татарстане производятся впервые.

По проектной паре горизонтальных скважин: верхняя № 232 — паронагнета-тельная, нижняя № 233 — эксплуатационная, смещенйе от устья до точек входа в продуктивный пласт составляет соответственно 50,06 и 44,0 метра. Устья рассматриваемых скважин отстоят друг от друга на 15,0 метров. Абсолютная отметка точки входа в продуктивный пласт эксплуатационной ГС равна плюс 24,2 метра, а паронагнетательной — плюс 25,0 метра. Абсолютная отметка точки выхода из продуктивного пласта эксплуатационной ГС равна по прогнозному структурному плану плюс 39,0 метров, а паронагнетательной — плюс 38,8 метров. Альтитуда площадки равна 110 метров. Смещение от точки выхода из пласта до второго устья — забоя по каждой из скважин №№ 232 и 233 равно соответственно 53 и 42 метра. Стволы скважин в продуктивной части разреза предлагается обсадить колоннами с фильтрами, что продиктовано плохой цементацией вмещающих песчаных пород. Фильтр не цементируется.

На всем протяжении ствола сквозной горизонтальной скважины литолого-стратиграфический разрез представлен неустойчивыми глинами, слабо и почти не сцементированными песчаниками. Это ставит очень жесткие требования к промывке ствола в процессе углубления скважины. Все параметры бурового раствора, его расход, плотность, условная вязкость, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, фильтратоотдача, РН, статическое напряжение сдвига, должны быть должны определяться исходя из требований сохранения целостности ствола скважины — не допускать разрушения стенок ствола за счёт турбулизации потока, под действием горного давления и из требования предотвращения дюнообразования. В качестве структурообразователя бурового раствора должна быть глина с крепящими свойствами.

Ориентировочные рекомендуемые параметры бурового раствора, отвечающие вышеперечисленным требованиям следующие:

— условная вязкость — 45+бОсек-

— пластическая вязкость — 0,2-Ю, ЗдПа с-

— динамическое напряжение сдвига — 100-И 20 дПа-

— плотность бурового раствора — 1180+1200кгм/м3-

— фильтратоотдача — 6+8см3/за 30 мин-

— РН — 8−9-

— статическое напряжение сдвига — 10/30- 100/250-

Расход бурового раствора должен обеспечивать скорость восходящего потока по затрубным каналам не более 2,0+2,3м/сек.

Раздел 3. Проектирование конструкции и профиля скважины

3.1. Проектирование конструкции скважин

Строительство & quot-сквозных"- скважин на битумные отложения имеют специфически особенности, заключающиеся в необходимости на небольшой глубине «100−105 м по вертикали обеспечить искривление ствола скважины до зенитного угла в 90°, проводку горизонтального ствола внутри продуктивной толщи на заданную длину порядка 250−500 м и выход забоя скважины на дневную поверхность. Эти технологические условия, вместе со сложными горногеологическими условиями (возможные осыпи и обвалы породы, поглощение раствора) обуславливают более жесткие требования к проектированию параметров конструкции скважины. Следует отметить, что конструкции паронагне-тательных и добывающих скважин на битумные отложения практически одинаковые. С учетом опыта ранее пробуренных скважин №№ 232, 233 в данном регламенте, в качестве базовой, принята следующая конструкция скважин:

Направление 0 426 мм спускается на глубину 10 м, предназначено для укрепления устья скважины, создания циркуляции бурового раствора в скважине. Цементируется до устья.

Кондуктор 0 323,9 мм (324 мм) спускается на глубину «50−55 м по стволу, предназначена для изоляции зон поглощения раствора, разобщения пресных подземных вод. Цементируется до устья.

Техническая колонн & quot-хвостовик"- диаметром 244,5 мм (245 мм) спускается на глубину, примерно на 10-И 2 м по стволу ниже кровли продуктивного пласта, предназначена для перекрытия зон обвалов и осыпей пород в верхней части стратиграфического разреза скважины, интервалов интенсивного набора кривизны. Цементируется на всей длине колонны.

Эксплуатационная колонна 0 168,3 мм перекрывает всю длину ствола скважины от устья до забоя, на выходе скважины на дневную поверхность. Часть эксплуатационной колонны от устья до кровли продуктивного пласта цементируется, остальная часть колонны в горизонтальном стволе оборудуются фильтровыми трубами, типа ФСЩ-168 [26]. Устье скважин оборудуются в соответствии с требованиями & quot-Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности& quot- ПБ-08−624−03 [27].

Параметры конструкции скважины — диаметры колонн и глубины спуска определяются в взаимосвязи с параметрами профиля скважины (величиной зенитного угла, интенсивности (радиус К) искривления. В табл. 3. 1, 3.2 (Рис. 3. 1) приводятся данные по конструкции и профилю типовой скважины. В табл. 3. 3, 3.4 приводятся результаты расчетов по определению допустимой интенсивности искривления скважины при спуске обсадных колонн диаметром 323,9 мм и 244,5 мм с различной толщиной стенок «8» и марок стальных труб. Минимальные значения радиуса искривления Rmin (максимальные значения допустимой интенсивности искривления iamax) без учета и с учетом действия растягивающих нагрузок на обсадные колонны 0323,9 мм и 0244,5 мм представлены в табл. 3.3. Из данных табл. 3 видно, что «5» влияет на Rmin (iamax) только в случае учета растягивающего усилия, действующего через попеперечное сечение трубы на величину напряжения растяжения. При этом, чем больше «8», тем больше Rmin и меньше ia тах. Однако ввиду небольшой глубины спуска колонны, влияние «8» незначительно. На величину Rmin (iamax) заметное влияние оказывает марка стали трубы. Так, например, если предел текучести (стг) материала трубы кондуктора 0323,9 мм с 8=8,5 мм равен 3800 кг/см (марка Д), то расчетное значение Rmin=90,5 м (iaтсо= 6,33°/10 м), в то время как при применении трубы с & lt-тт= 5000 кг/см2 (марка К), Rimn= 68,6 м Сiamax~ 8,34 710 м). Из данных табл. 3 видно также, что чем меньше диаметр обсадной трубы, тем больше iamax и меньше Rmm.

В табл. 3.4 приводятся результаты расчета параметров профиля скважины на интервале ствола под спуск кондуктора 0323,9 мм. Как видно из приведенных данных допустимые значения ia находятся в пределах от 3,5 °/10 м, несмотря на то, что расчетные значения ia, вычисленные по формуле (см. табл. 3. 3) значительно превышают эти значения. Такое решение принято исходя из сложных геологических условий спуска кондуктора (интенсивное поглощение раствора, осыпи пород и т. д.). ч& raquo-

1. Шельдяшова J1. В., Эллерн С. С. Анализ условий залегания верхней песчаниковой пачки Шешхинского горизонта уфимского яруса в бассейне р. Шешмы // Геология и геохимия нефтей и природных битумов. — Издаительство Казанского университета, 1985. С. 3

2. Клубов Б. А. Природные битумы Севера. Издательство & quot-Недра"-, Москва, 1983. -203 с. -С. 5−6

3. Халимов Э. М., Акишев И. М., Жабрева П. С. Месторождения природных битумов и др. — М.: Недра, 1983. 190 с. — С. 80

4. Скважина с U-образной трубой — опыт соединения горизонтальных скважин впритык — установка и строительство первой в мире скважины с V-образной трубой. SPE/IADC 92 685. 12 с.

5. Опыт строительства 2-х скважин №№ 13lar, 131вг с горизонтальным стволом в продуктивном пласте на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов в республике Татарстан.- Бугульма, 1987, — 75 с /6, www.vsbiblioteka.ru/.

6. Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1977. 295с. — С. 217−224

7. Никитин Б. А., Гноевых А. И., Булатов А. И. и др. Вопросы управления формированием и работой зацементированного заколонного пространства скважин. М.: ОАО Газпром, 1999. -76 с.

8. Инструкция по применению местной промывки в роторном бурения. М., ВНИИБТ, 1969. -56 с.

9. Хисамов P.C., Гатнатуллин Н. С., Шаргородский Е. И. Подготовка к освоению битумов в Татарстане // Нефтяное хозяйство.- № 2 .- 2006. С. 42

10. Захарченко Т. А., Лукьянов О. В., Матвиенко Ю. В. Определение параметров битумонасыщенных пород // Интервал .- № ОЗ.- 2006, — С. 23−26

11. Курочкин Б. М., Балденко Д. Ф., Рогачев O.K., Студенский М. Н. Новыетехнологии добычи тяжелых нефтей и битумов при депрессии термограitвитационными способами// Нефтяное хозяйство.- № 6.- 2007. С. 82−84

12. Jack Colle, Mark Marvin. Tempress Technologies Inc. //Oil and Gas, J. -29. 03. 99,-p. 33−37

13. Паневик A.B. Пульсирующая промывка призабойной зоны // НТЖ Газовая промышленность, — № 13.- 2000. С. 24−25

14. Покровская Г. А., Савельев В. Н. Результаты промысловых испытаний модели экстремального управления режимом турбинного бурения // Э. И. Строительство нефтяных и газовых скважин. -М. :ВНИИОЭНГ.- № 1.- 1990. 102с. — С. 15−21

15. Покровская Г. А., Нурыев A.M. Совершенствование бурения скважин в глинистых отложениях месторождения Советабад // Э. И. Строительство нефтяных и газовых скважин, — М.: ВНИИОЭНГ.- № 4, — 1990. 97с. — С. 20−21

16. Покровская Г А, Складчиков В, Г., Соловьев В. И. Опыт применения пульсационного режима промывки при бурении скважин в вязкопластич-ных горных породах // Э. И. Строительство нефтяных и газовых скважин.- М.: ВНИИОЭНГ.- № 5, — 1990. -84с. -С. 14−18

17. Покровская Г. А. Использование волновых эффектов при бурении и эксплуатации нефтегазовых месторождений // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин, — М.: ВНИИОЭНГ.- 2, — 1995. — С. 30 — 34.

18. Муфазалов Р. Ш., Агзамов Ф. А. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: сб. научн. тр. УфНИ, — Уфа, 1989.- С. 216.

19. Иогансен К. В. Спутник буровика: справочник. — М.: Недра, 1990. 301с. -С. 3−6, С. 114−116

20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08−624−03. Москва, 2003. 273с. — С. 69

21. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. Том 2,-М.: Недра, 1985. 191с. — С. 36−40

22. Трубы нефтяного сортамента. Справочник й под общей редакцией Сарояна А.Е.- М.: Недра, 1977. 488с. — С. 204−208

23. Оганов С. А., Перов A.B., Меденцев В. М., Оганов Г. С. Проектирования профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте: сб. научн. тр. НТИ, — М. :ВНИИОЭНГ, — № 4, — 1992. С. 17−21

24. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий K.M., Султанов Б. З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. — М.: Недра, 1997. 647с. — С. 93−104

25. Пронин Н. Ф. Опыт строительства горизонтальной скважины на месторождении Комсомольское ОАО & quot-Пурнефтегаз"- // НТЖ & quot-Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море& quot-.- М.: ВНИИОЭНГ.- № 7& mdash-8. -1999. -С. 9−12I

26. Поташников В. Д. Бурение наклонно-направленных скважин с применением шарнирных компоновок. — М.: ВНИИОЭНГ, 1988. С. 27

27. Поташников В. Д., Лисов С. И. и др. Бурение горизонтальных скважин шарнирными компоновками по технологии Тобус. — М., ВНИИОЭНГ, 1992. -С. 17

28. Александров М. М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. — М.: Недра, 1978. 175с. — С. 98−103

29. Григулецкий В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин. — М.: Недра, 1988. 215с. -С. 129−145

30. Карден P.C. Управления, определяющие максимальйую длину горизонтального участка ствола скважины // Oil and Gas Journal, December, 26.- 1988. -С. 24−25

31. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин.- М. :ВНИИБТ.

32. РД-39−2-810−83.- 1983.- 151с. -С. 11

33. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения скважин. РД 39−147 009−516−86. 46с. — С. 17−20

34. Валихов P.A., Гриджук П. И. Технология крепления скважин со сверхдальними отклонениями забоев от вертикали // Бурение и нефть. ¦- Март 2003. С. 30−33

35. Искрицкая Н. И. Экономическая целесообразность освоения месторождений природных битумов //Нефтяная и газовая промышленность.- № 1. 2007.- С. 34−38

36. Инструкция по технологии изоляции водопритоков (СИВ-1) РД 392 671 699−013−2001.- 102 с.

37. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД 39−147 585−232−01. Бугульма, 2001.- 76 с.

38. Инструкция по бурению направленных скважин. РД 153−39−0391−05.- Бу-гульма, 2005.- 65 с.

39. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях ОАО & quot-Татнефть"-. РД 39−147 585−201−00, — г. Бугульма, 2000, — 247 с.

40. Устройство монтажного цементирования (УМЦ) для разобщения пластов продуктивной толщи. РД 153−39−0334−04.- Бугуль. ма, 2004, — 43 с.

41. С. А. Оганов, МН. Студенский. Проектирование профиля & laquo-сквозной»- горизонтальной скважины на битумные отложения // НТЖ & quot-Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море& quot-.- М.: ВНИИОЭНГ, — № 10. 2007.- С. 34−35

42. С. А. Оганов, М. Н. Студенский. Оценка сил сопротивления, возникающих в скважине, при строительстве на Ашальчинском месторождении природных битумов // НТЖ & quot-Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море& quot-.- М. -ВНИИОЭНГ.- № 11, 2007.- С. 16−18

43. Тампонажньй состав / Курочкин Б. М., Лобанова В. Н., Студенский М. Н., Вакула, А .Я. и др.- бюлл. изобрет. № 16.- 10. 06. 2000

44. Пат. РФ 2 152 507. Способ изоляции водопроявляющих пластов / Студенский М. Н., Вакула А. Я., Бикбулатов Р. Р. и др.- бюлл. изобрет. № 19. 10. 07. 2000.- 5с.

45. Пат. РФ 2 170 332. Пакер для цементирования обсадной колонны / Сафин В. А., Вакула А. Я., Ермаков О. Н., Студенский М.Н.- бюлл. изобрет. № 19. 10. 07. 2000.- 5 с.

46. Пат. РФ 2 172 385. Расширитель скважин / Тахаутдинов Ш. Ф., Студенский М Н., Юсупов И. Г., Абдрахманов Г. С. и др. бюлл. изобрет. № 23. 20. 08. 2001.- 3 с.

47. Пат. РФ 2 190 754. Способ крепления скважины и, устройство для его осуществления / Студенский М. Н., Катеев Р. И., Габдрахимов М. С. и др. -бюлл. изобрет. № 28.- 10. 10. 2002. -7 с.

48. Пат. 2 231 535. Способ приготовления полимерглинистого раствора / Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула, А Я. и др. бюлл. изобрет. № 18. -27. 06. 2004. -4 с.

49. Пат. РФ 2 233 962. Наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойным двигателем / Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула А. Я. и др. -бюлл. изобрет. № 22.- 10. 08. 2004. -10 с.

50. Пат. РФ 2 244 730. Способ приготовления полимерсолевого бурового раствора для вскрытия глинистых пород, склонных к / Тахаутдинов III.Ф., Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула, А .Я. и др.- бюлл. изобрет. № 2. 20. 01. 2005.- 7 с.

51. Пат. РФ 2 256 762. Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин обвалообразованию / Тахаутдинов Ш. Ф., Ибрагимов Н. Г., Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула А. Я. и др. бюлл. изобрет. № 20.- 20. 07. 2005. -4 с.

52. Пат. РФ 2 259 460. Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта / Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула А. Я., Бикбулатов P.P. и др.- бюлл. изобрет. № 24, — 27. 08. 2005.- 6 с.

53. Пат. РФ 2 270 327. Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин / Бикчурин& bull- Т.Н., Студенский М. Н., Вакула А. Я., Бикбулатов, P.P. и др.- бюлл. изобрет. № 5. -20. 02. 2006. -4 с.

54. Пат. РФ 39 615. Самораспыляемый полог для гидроизоляции земляного амбара / Тахаутдинов Ш. Ф., Студенский М. Н., Катеев Р. И. и др.- бюлл. изобрет. № 22, — 10. 08. 2004, — 3 с.

55. Пат. РФ 46 530. Устройство для очистки и промывки скважины / Студенский М. Н., Булатый А. С., Луконин AM., Страхов Д. В. и др. бюлл. изобрети 19, — 10. 07. 2005. -2 с.

56. Пат. РФ. 50 586. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М. Н., Луконин A.M., Гвоздь М. С., Иванова Т. В. и др.- бюлл. изобрет. № 2, 20. 01. 2006.- 2 с.

57. Пат. РФ 50 587. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М. Н., Зубарев В. И., Габдуллин Р. Г., Зиятдинов Р З. и др.- бюлл. изобрет. № 2, — 20. 01. 2006. -2 с.

58. Пат. РФ 50 588. Центратор обсадной колонны для наклонных и горизонтальных скважин / Студенский М. Н., Шаяхметов Ш. К., Иванова Т. В., Ну-руллин И.Р. и др. бюлл. изобрет. № 2.- 20. 01. 2006. -2 с.

59. Пат. РФ 50 586. Устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М. Н., Иванова Т. В., Зиятдинов Р З., Страхов Д. В. и др. бюлл. изобрет. № 7.- 10. 03. 2006. -2 с.

60. Пат. РФ. 52 673. Устройство для ступенчатого цементирования обсадной колонны в скважине / Студенский М. Н., Старов В. А., Махмутов И. Х. -бюлл. изобрет. № 7.- 10. 03. 2006.- 2 с.

61. Пат. РФ. 55 411. Трехшарошечное гидромониторное долото / Кашапов С. А., Бикчурин Т. Н., Студенский М. Н., Вакула А.Я.- бюлл. изобрет. № 22. 10. 08. 2006

62. Пат. РФ 56 462. Скважинный вибратор для обсадной колонны / Студенский М. Н., Гвоздь М. С., Иванова Т.В.- бюлл. изобрет.- № 25.- 10. 09. 2006. -2 с.

63. Пат. РФ 56 464. Устройство для проработки ствола перед креплением скважины / Студенский М. Н., Вакула, А .Я., Катеев Т. Р., Катеева Р. И. и др. -бюлл. изобрет. № 25.- 10. 09. 2006. 3 с.

64. Пат. РФ 57 336. Разъединительное устройство для цементирования хвостовика в скважине / Студенский М. Н., Гвоздь М. С., Иванова Т. В., Мингазов А. И. и др. бюлл. изобрет. № 28.- 10. 10. 2006.- 2 с.

Показать Свернуть

Содержание

рипластовым горением. Последний метод был апробирован в 3-х залежах Татарии (Сугумлинском, Мордовско-Кармальском, Ашальчинском).

Авторы отмечают, что большой эффект может быть получен при бурении наклонных, разветвлено-горизонтальных скважин непосредственно в пределах продуктивного пласта, обеспечивающих увеличение дренажа и как следствие увеличение дебита скважин.

В работе [6] автором A.M. Садреевым приводится классификация залежей битумов по месторождениям Татарстана, где отмечается, что в залежах пермских битумов присутствует широкий спектр продуктов превращения нефти. В скоплениях твердые битумы нередко находятся в& quot- совместном залегании с жидкими, иногда с газообразными разностями углеводородов. Нефтебитумные залежи широко распространены в шешминских отложениях.

В работе & quot-Продуктивные битуминозные толщи пермских отложений Меле-кесской впадины и Татарского свода& quot- приводятся следующие интересные сведения по Ашальчинскому месторождению [7]. Залежи битумов на Ашальчинском и Северо-Ашальчинском месторождениях были изучены по материалам бурения свыше 60 скважин. Образцы пород отбирались через каждые 20 см из продуктивной части пласта, изучались также образцы пород из кровельной и подошвенной частей залежи битумов, из толщи & quot-лингуловых глин& quot- и из нижней части песчано-глинистой пачки. По этим месторождениям составлен ряд карт по изменению параметров коллекторских свойств пород. Установлено, что наиболее битумонасыщенными являются отложения сводовой и присводовых частей песчаниковой пачки.

Тектоническая литература. В SPE/IADC 92 685 в статье & quot-Скважина с U-образной трубой — опыт соединения горизонтальных скважин впритык — установка и строительство первой в мире скважины с U-образной трубой& quot- [8].

Приводятся данные по двум горизонтальным скважинам, пробуренным навстречу друг другу с противоположного берега реки, при общем расстоянии между устьями — 430 м и глубине по вертикали — 195 м, стволы которых удалось соединить в единый ствол в пласте.

В конструкциях скважин были использованы кондуктор 0244,5 мм и эксплуатационная колонна 0177,8 мм. Азимуты скважин направлены строго в противоположные стороны (в скв. № 1 проектный азимут равнялся — N 15°- в скважине № 2 — N 195& deg-У. В скв. № 1 на глубину 80 м в ствол диаметром 311,15 мм был спущен кондуктор 0244,5 мм при зенитном угле 16°. Бурение из-под башмака кондуктора продолжали долотом 0222,25 мм. Весь интервал набора кривизны был пробурен с интенсивностью искривления ia = 11−13 730 м, что соответствует ia = 3,66−4,33 710 м (радиус искривления R = 132,33 — 156,55 м). Длина ствола скважины на интервале набора кривизны составила 225 м. Горизонтальный ствол был пробурен до глубины 476 м. Эксплуатационная колонна была установлена на глубине 318 м, в результате часть пробуренного ствола длиной 158 м оставалась неперекрытой для удобств встречи стволов впритык с скважиной № 2. Спущенная часть обсадной колонны 0177,8 мм была зацементирована манжетным способом.

Скважина № 2 была пробурена после бурения первой скважины, чтобы минимизировать время, в течение которого необсаженнйй ствол в первой скважине остается открытым. Программа бурения скв. № 2 была такой же, как скв. № 1. Кондуктор 0244,5 мм также был спущен на глубину 80 м, но зенитный угол был увеличен до 21°. После крепления кондуктора бурение продолжали долотом 0222,25 мм с навигационной телесистемой MWD до зенитного угла 60°. В дальнейшем в системе MWD был смонтирован дальномерный зонд и управление бурением велось с помощью системы наведения по магнитному полю. Были сделаны несколько попыток встречи стволов, которые, в конечном счете, увенчались успехом.

Считаем необходимым подчеркнуть, что опыт строительства & quot-сквозных"- горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении ОАО & quot-Татнефть"- имеет ряд идентичных технологических решений с описанным выше зарубежным опытом, особенно в части использования диаметров долот и обсадных колонн, интенсивности искривления и величин зенитного угла на интервале спуска кондуктора и др. Отметим также, что на стадии предпроектных работ к строительству & quot-сквозных"- скважин рассматривались предложения по бурению скважин двумя станками одновременно, с обеспечением встречи стволов в продуктивном пласте в расчетной точке. Этот метод имеет преимущество перед & quot-сквозным"- стволом за счет положительного решения экологической проблемы, а также проблемы безопасности от возможного проявления скважины за счет оборудования устьев скважин противовыбросовым оборудованием и соответствующим креплением приустьевой части скважины обсадными трубами — направлением, кондуктором.

В работе & quot-Винтовые забойные двигатели& quot- - справочное пособие [9] авторы Д. Ф. Балденко, Ф. Д. Балденко, А. Н. Гноевых отмечают, что практический интерес представляет опыт проводки горизонтальных скважин — туннелей под водными преградами, проводимыми канадской компанией «Zeeland Horizontal». Отмечается также, что в 1998 г. в России с использованием винтового двигателя ДГ-155 служба бурения & quot-Ростелеком"- провела туннель при строительстве кабельного перехода через р. Обь в Новосибирской области. Некоторые сведения о технологии бурения следующие: долото 0190 мм, ДГ-155, телесистема, бурильные трубы- производительность насоса QH = 6−7 л/с- давление на насосе Рн = 3,5−5,0 МПа- механическая скорость бурения VM = 8 м/час.

Общая длина ствола скважины составила — 890 м, из них 275 м составили наклонный участок под углом 12°, затем шел горизонтальный участок подъема под углом 10°.

Представляет интерес статья в журнале О. Толстового, ЗАО ИФ & quot-Магма"- & quot-Бурение и нефть& quot- № 7−8 2005 г. [10] в котором автор описывает опыт бестраншейной прокладки нефтегазопроводов наклонно-направленным бурением. Автор отмечает, что еще в 1984 г. под руководством заслуженного изобретателя России В. И. Минаева в & quot-Центре & quot-Магистраль"- был разработан и изготовлен уникальный проходческий комплекс наклонно-направленного бурения КПГ-1 с тяговым усилием 600 тн, не имеющий аналогов в мировой практике. В Подмосковье, на реке Клязьма были успешно проведены испытания нового способа. Было пробурено восемь скважин и проложены трубопроводы диаметрами 159, 325,720 и 1220 мм. Затем по этой технологии были проложены нефтегазопроводы под реками Москва, Нара, Истра и другими протяженными объектами в различных регионах страны. Пермский машиностроительный завод «Мотови-лиха» в содружестве с ОАО & quot-Нефтегазмаш"- (г. Уфа) разработал и изготовил новую установку наклонно-направленного бурения. НТЦ ООО «Кубаньгаз-пром» разработал и изготовил буровой станок УГБ-150 такого же класса, но по собственному оригинальному конструкторскому решению, а ИФ & quot-Магма"- и приступила к созданию ряда проходческих комплексов, под научным руководством В. И. Минаева.

Считаем необходимым подчеркнуть, что & quot-проходческий комплекс& quot- может получить применение при бурении горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении природных битумов.

Представляет практический интерес опыт строительства 2-х скважин №№ Шаг, 131вг с горизонтальным стволом в продуктивном пласте на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов в республике Татарстан [11]. Проектная глубина кровли пласта — 86 м. толщина пласта — 10−11 м. Конструкция скважины — направление 0323,9 мм спущено на глубину 12 м, в ствол пробуренный долотом 0393,5 мм. Комбинированная по диаметру эксплуатационная колонна 0 168,3×146,1 мм спущена на глубину «240 м. Верхняя часть эксплуатационной колонны зацементирована манжетным способом, нижняя часть колонны, в горизонтальном стволе, представлена в виде фильтровых труб. Параллельно расположенные горизонтальные стволы скважин находятся на расстоянии примерно 5 м по вертикали друг от друга. Бурение скважин велось по трехинтервальному профилю с радиусом искривления 75−80 м (интенсивность искривления на 10 м проходки ствола — 7,14−7,16°). На интервале набора кривизны применяли компоновку низа бурильной колонны, включающую: долото 0215,9 мм типа МСЗ-ГАУ-К-01, укороченный винтовой двигатель ДЗ-172 с углом перекоса 0−3°, шарнирное соединение, телесистема & quot-Радиус"-, бурильные трубы ТБГТВ 0127 мм. Для увеличения осевой нагрузки на долото использовали УБТ 0229 мм длиной 6 м, установленную между вертлюгом и квадратом. Бурение велось с применением полимер-глинистого бурового раствора с параметрами — плотность — 1,2 г/см3, условная вязкость — 26 сек, водоотдача — 6 см³ за 30 мин. После крепления эксплуатационной колонны, цементирования и ОЗЦ, муфту 2-х ступенчатого цементирования и цементный стакан разбурили долотом 0146 мм с винтовым двигателем Д-85 на насосно-компрессорных трубах 062,3 мм. Скважина № 131 аг была пробурена за 19 суток с коммерческой скоростью — 380,5 м/ст. м-ц, скважина № 131 вг пробурена за 15 суток при коммерческой скоростью — 480 м/ст. м-ц. Опыт строительства этих скважин был использован при проектировании и строительстве & quot-сквозных"- скважин №№ 233, 232 на Ашальчинском месторождении природных битумов.

1.1. Обоснование разработки технологических схем добычи битумов (битуминозных тяжёлых нефтей) на глубинах более 100−200 метров.

В соответствии с новой программой освоения ресурсов тяжёлых нетей и природных битумов республики до 2020 года предусмотрено создание единого комплекса по добыче и глубокой переработки сырья.

В 2006 г. ОАО & laquo-Татнефть»- получила лицензию на право пользования недрами Черемшано — Бастрикской зоны (в пределах всего чехла), а также получает лицензию на разработку относительно глубокой зоны на юго — востоке Татарстана.

Запасы природных битумов и битуминозных нефтей по разным оценкам составляют от 2 млрд. тонн до 7 млрд. тонн. К настоящему времени выявлены далеко не все месторождения. Следовательно, уже сейчас необходимо вести разработку технологии бурения скважин не только на приповерхностную часть месторождений, но и на большие глубины.

В таблице 1 приведены данные по расположению битумов только по Вол-го-Уральской провинции.

Бурение скважин на большие глубины, чем на Ашальчинском месторождении (в настоящее время до 100м), потребует создании технологических схем, которые должны учитывать проводку стволов на глубину 500−700 метров и более, и затем проводку горизонтальных стволов в породах, представленных карбонатными или плотными песчаниками.

Большие трудности предстоят при бурении горизонтальных скважин на турнейские отложения битумов в пределах юго-востока Татарстана. Отложения турнейского яруса представлены (сверху — вниз) кизеловским, чере-петским, упинским, малевским горизонтами, сложенными карбонатными породами, которые представлены известняками нескольких структурно — генетических разностей. Выделено четыре структурно — генетических разности известняков, слагающих отложения турнейского яруса: комковатые, сгу-стково — детритовые, шламово — детритовые и форамини — ферово — сгустко-вые. Первые две структурно — генетические разности, слагая продуктивную часть разреза верхнетурнейского подъяруса, определяют основной тип структуры порового пространства пород этой части разреза как преимущественно поровый с подчиненным значением микротрещин. В нижнетурней-ском подъярусе данная разность характеризуется в основном крупными размерами комков — обломков.

На 2006−2007г.г. добыча Ith природного битума обходится почти в 10 раз дороже, чем добыча Ith нефти, поэтому поставлены вопросы создания не только технологии бурения & laquo-сквозных»- скважин на небольшие глубины, но и провести совершенствование технологии бурения горизонтальных скважин на глубинах 500−700м, когда придется дополнительно ко всем затратам на осложнения по бурению по битумным осложнениям прибавить затраты на ликвидацию осложнений в верхней части разреза (0−500м) и в самих битуминозных пластах в карбонатах, где встречаются зоны поглощения, прихватов, трудности в доведении нагрузки на долото в горизонтальном пласте и т. п.

В связи с вышеизложенным представляется необходимым вести работы по совершенствованию технологии бурения скважин на глубинах 500−700 метров.

Представлены следующие направления в работе.

1. Разработка перспективных направлений в совершенствовании технологии бурения скважин на природный битум и сверхвязкие нефти.

— совершенствование технологии бурения скважин на ПБ в верхней части месторождений с зонами поглощения по всему разрезу.

— обоснование применения технологии крепления обсадных колонн диаметром 324 мм и 245 мм тампонажным раствором с высокими тиксотропны-ми свойствами (ТИКСОТРОПИК).

— анализ существующих технологий и оценка перспективности новых направлений в технологии добычи нефтей и битумов при депрессии термогравитационными способами.

— совершенствование технологии разрушения породы на забое в ГС.

2. Экономическая эффективность применения технологии разбуривания ПБ с применением стандартной буровой установки.

1.2. Анализ технологии бурения скважин на ПБ в верхней части разреза при вскрытых зонах поглощения.

Первый опыт бурения сквозных скважин на ПБ показал нам, что необходимо наши эффективные разработки по ликвидации осложнений применять и в этих скважинах. Встала проблема выделить наши разработки, определиться и обосновать их применение. В настоящее время скважины на битум бурятся на небольшую глубину и поэтому необходимо совершенствование технологии бурения сквозных скважин в верхней части разреза при вскрытых зонах поглощения. При бурении под кондуктор в верхней части разреза зоны поглощения встречаются практически в каждой скважине.

После вскрытия зон частичного поглощения, довольно часто, в связи с особой сложностью их изоляции приходится вести бурение на воде, т.к. через несколько интервалов (5−10 м), как правило, встречаются новые зоны.

Процесс проводки скважин через проницаемые породы не может считаться совершенным, если не приняты всевозможные технологические приемы, обеспечивающие максимум снижения затрат на борьбу с осложнениями, а также непосредственно на процесс бурения. Поэтому в таких условиях планируется применять & laquo-Технологию гидравлического крепления ствола& raquo-, в процессе углубления уже поглощающего открытого ствола. Она разработана и опробована совместно с ВНИИБТ. Как показала практика [12] интенсивность поглощения, при вскрытии следующих по разрезу зон поглощения, может быть снижена, а, следовательно, и улучшены возможности их изоляции, если весь шлам с забоя (при частичном поглощении и при бурении на воде) будет поступать сразу же во вновь вскрытые проницаемые пласты. Чтобы этот процесс интенсифицировать в закачиваемую промывочную жидкость на поверхности вводится флокулянт.

Эта технология разрабатывается и рассматривается нами также и на дальнейшую перспективу, когда ПБ находятся на глубинах 1000 м и более. При бурении до этой глубины придется проходить несколько зон и практически бурить с промывкой водой. Для этого направления и предназначена технология гидравлического крепления скважин в процессе бурения.

Применение флокулянтов при бурении скважин ранее имело цель высаждения шламовой взвеси из бурового раствора при бурении на технической воде. При этом достигается эффект повышения показателей отработки долот.

Применение ПОЛИОКСа для осветления бурового раствора в приемных амбарах получило довольно широкое распространение. В этом большая заслуга инженеров-технологов Альметьевского УБР.

Однако на сегодня следовало бы подойти более широко к применению фло-кулянта ПОЛИОКСа& mdash- как добавки в нагнетательную линию циркуляционной системы буровой, обеспечивающей флокуляцию дисперсной фазы непосредственно у долота и как следствие этого — создание нового технологического процесса герметизации открытого ствола, которое можно назвать & laquo-Гидравлическое крепление скважин& raquo-. Суть его сводится к изоляции проницаемых пород с созданием на стенках скважины тонкого изоляционного слоя в начальный момент их вскрытия, исключая при этом их дренирование.

Сфлокулированная шламовая дисперсная фаза совместно с полимером ПОЛИОКСом является тампонирующим средством, которое при развитии этого направления должно дополняться специальными блокирующими добавками.

Если ранее флокулянты вводили только в желобную систему и приемные амбары для высаждения шлама, то по новой технологии достигается не только эта цель, но и улучшаются условия для бурения породы и закупоривания проницаемых стенок ствола.

Гидравлическое крепление проницаемого ствола за счет сфлокулирован-ного шлама, поднимающегося в восходящем потоке бурового раствора трудно отметить в натуральном виде, т. е. непосредственно в процессе бурения. Однако такой случай представился в скважине № 32 181. При бурении в нижнефаменском ярусе наблюдалось кратковременное частичное поглощение интенсивностью до 5 м3/ч.

После ввода ПОЭ в процессе бурения сразу же было отмечено закупоривание поглощающих каналов — поглощение прекратилось. Эффект закупоривания мелких трещин и каналов поглощения происходит за счет сфлокулирован-ных тонких частиц шлама, связанных сложной молекулярной цепочкой ПОЭ, как мостиком от одной частицы к другой. Полимеры типа ПАА такой сложной конфигурации молекул не обладают. Подобными ПОЭ свойствами обладают зарубежные полимеры типаАккатрол, Декадрил.

В процессе бурения скважин были опробованы различные схемы ввода ПОЭ в буровой раствор непосредственно в бурильный инструмент.

Способ ввода ПОЛИОКСа в сухом виде (в виде порошка) с помощью засасывания через шланг во всасывающую линию (храпок) насоса более технологичен.

На рис. 1.1 приведены осредненные данные по изменению содержания шлама в буровом растворе на отдельном отрезке процесса бурения во время одного долбления. Показано, как изменяется концентрация шлама по мере углубления скважины. Однако сам процесс долбления (отработки долота) не протекает равномерно.

Рис. 1.1. Изменение содержания шлама в буровом растворе на отдельном этапе бурения в процессе одного долбления в мячковском горизонте с глубины 752 м о. & lt-г

На рис. 1. 2, как пример показано изменение концентрации шлама при бурении в течение 10ч с глубины 899 м. Бурение происходило с ПОЭ, введенном через бурильную колонну. Данные рис. 2 показывают, как довольно резко может меняться концентрация шлама в процессе одного долбления. Если считать, что режим бурения практически мало изменялся (нагрузка на долото, объем прокачиваемой жидкости), то содержание шлама зависело от типа встречаемой породы и как следствие — от механической скорости.

С& raquo-, г/л

15-

I 2 Э 'ч 5 «7 ~» 9 1С Т, ч

Рис. 1.2. Изменение содержания шлама во время бурения с порционным вводом ПОЭ с глубины 899 м

Седиментацию шлама в отобранных пробах определяли по скорости осветления жидкости в стеклянной мензурке. На отдельных этапах исследований на буровой были сформированы в отдельные комплексы пробы с содержанием шлама 12 г/л. Пробы были взяты при бурении без ввода ПОЭ и после его ввода.

Сравнительные данные приведены в табл. 1.2.

На рис. 1.3 приведены графически сравнительные данные по осветлению бурового раствора без добавки флокулянта (ПОЭ) и с его добавкой. Пробы отбирались при бурении в одном и том же горизонте.

Таблица 1.

Время осветления, мин Объем осветленной части бурового раствора, мл

Без ПОЭ С добавкой ПОЭ

8 178

10 235 — «

Рис. 1.3. Сравнение динамики высаждения шлама из бурового раствора с концентрацией 16 г/л: 1 — без добавки флокулянта- 2 — с добавкой флокулянта ПОЭ

Лабораторные исследования характера осветления бурового раствора без добавки флокулянта и с добавкой ПОЭ показали, что данные практически полностью совпали с данными, полученными на буровой (см. рис. 1. 3).

Заполнить форму текущей работой