г. Казань, ул. Ватутина д.1
(843) 278-31-18

Инновации в нефтегазовой отрасли


Инновации в нефтегазовой отрасли

Технологии и производимая продукция

В компании «Татхимпродукт» разработаны и производятся химические реагенты, а также совершенствуются технологии процессов бурения, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

На производственной площадке компании «Татхимпродукт» совместно с ООО «Нефтехимгеопрогресс»» освоен синтез поверхностно-активных веществ из отечественного сырья с применением импортных добавок. Уникальность технологии состоит в гибкости процесса производства, что позволяет получать широкий перечень ПАВ с различными по природе анионами и катионами. Основные направления использования производимых продуктов:

1. Технология обработки пластов водным раствором ПАВ серии «Сульфен-35»

Технология предусматривает использование инновационных синтетических ПАВ, которые не теряют эффективность в пластовой воде. Традиционные ПАВ (неонолы, полиэфиры, синтанолы, лапролы, сульфонолы, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфаты и др.) в пластовой воде с высоким содержанием катионов кальция и магния снижают, а часто полностью теряют свою активность. Происходит это вследствие образования нерастворимых солей (анионактивные) и "сворачивания" (неионогенные) ПАВ. Специально разработанные ООО "Нефтехимгеопрогресс" поверхносто-активные вещества не теряют своей активности при любом составе и рН пластовых вод.

Закачка 3-5%-го водного раствора реагента "Сульфен-35" в добывающие скважины (при КРС, ПРС) позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. Поверхностная активность в пластовой воде и, в конечном счете, эффективность химического реагента "Сульфен-35" существенно превосходит все используемые в отрасли химические реагенты (такие как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды типа МЛ-80 и т.п.). Предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам. Эффективность обработки призабойной зоны раствором химического реагента "Сульфен-35" сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химреагент значительно ниже.

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка химического реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

2. Технология подготовки пласта к процедуре перфорации, гидроразрыва или других мероприятий связанных с необходимостью удаления глинистых составляющих в призабойной зоне пласта с использованием водно-органической смеси Реагента-Разглинизатора

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

Удаление глинистой корки из необсаженного ствола скважины перед цементированием позволяет гарантировать качественное сцепление цементного кольца с породой ствола скважины и снизить вероятность появления заколонных перетоков.

3. Технология кислотной обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин с использованием реагента «Сульфен-35К»

Разработаны и опробованы различные варианты кислотных составов. В простых вариантах технология позволяет восстановить потенциальную продуктивность, а при кислотном гидроразрыве – многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

  • в качестве добавки (5-10%) к соляной кислоте или глинокислоте для повышения эффективности обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов;
  • в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов.

4. Технология интенсификации добычи для скважин с высоковязкой продукцией на основе реагента-деэмульгатора серии «Сульфен-35Д»

Комбинированное воздействие различных ПАВ на продукцию скважины позволяет существенно улучшить работу глубинно-насосного оборудования и снизить давление в системе нефтесбора. Использование химического реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Реагент улучшает качество подготовки нефти, одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

5. Технология приготовления бурового раствора и жидкостей глушения на основе Реагента-термостабилизатора «СД-АПР»

Реагент является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

6. Технология приготовления буровых растворов с использованием смазочной противоприхватной добавки «КСД»

Порошкообразный химический реагент разработан для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями. Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают скорость бурения. «КСД» является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

7. Технология замедления кислотных обработок призайбоных зон пласта на основе Универсального замедлителя кислот «ТХП-1»

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам.

  • обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от кислотной коррозии;
  • замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными породами до 8 раз;
  • увеличивает глубину проникновения соляной кислоты в толще пласта;
  • увеличивает приток нефти к призабойной зоне;
  • улучшает вынос из пласта продуктов реакции соляной кислоты с карбонатными породами;
  • уменьшает образование солевых остатков;
  • препятствует образованию стойких эмульсий;
  • не вступает в химическое взаимодействие с соляной кислотой.
  • хорошо растворяется в водных и кислотных растворах.

Температурный диапазон применения от - 40 до +40°С.

Реагент «Сульфен-35»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35» - представляет собой композицию высокомолекулярных и низкомолекулярных анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

Закачка 3-5%-го водного раствора реагента "Сульфен-35" в добывающие скважины (при КРС, ПРС) позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. Поверхностная активность в пластовой воде и, в конечном счете, эффективность реагента "Сульфен-35" существенно превосходит все используемые в отрасли химреагенты (такие как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды типа МЛ-80 и т.п.).

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

Основные преимущества:

  • использование инновационных синтетических ПАВ позволяет проводить эффективные обработки при любом составе и рН пластовых вод;
  • в результате обработки водным раствором реагента «Сульфен-35» призабоной зоны пласта, вмещающей устойчивую водо-нефтяную эмульсию первоначальный дебит скважины увеличивается в 2 и более раз;
  • эффективность обработки призабойной зоны раствором реагента «Сульфен-35» сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химический реагент значительно ниже;
  • предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам.

Предлагаемые составы:

  • растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
  • система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);
  • поставляется в двух формах: «летняя» и «морозоустойчивая».

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта 50С. Для зимней формы – минус 300С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Лабораторные исследования влияния на нефтевытеснение 10%-го водного раствора реагента «Сульфен-35»

Эксперимент проводился на одиночной водонасыщенной модели пласта, представляющей собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой карбонатной породой. Абсолютная проницаемость составила Кабс.=7.023 мкм2 пористость составила m =38,02 %.

Все этапы эксперимента проводились при температуре 23оС. Для создания реликтовой водонасыщенности модель под вакуумом была насыщена пластовой водой. Проницаемость исследуемой модели по воде составила 5,58 мкм2, объем пор 103,9 см3.

Таблица 1

Параметры исследуемой модели нефтяного пласта

До ввода реагентов

После ввода реагентов
Vпор
(см3)
kабс.,
(мкм2)
kвод.,
(мкм2)
(%)
kнеф.,
(мкм2)
Sост
(%)
kвод.
Ост н/н,
(мкм2)
Объем реагента,
(Vпор)
Sост
(%)
(%)
kвод.
Кон.,
(мкм2)
103,9
7,023
5,58
78,9
8,47
15,0
0,58
0,26
12,1
2,9
1,44

Для создания нефтенасыщенности воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. Начальная нефтенасыщенность модели равна 78,92 %. В качестве образца нефти использовалась высоковязкая нефть из скв. №30 Ерыклинского месторождения (рис.1).

Рис. 1
image004.gif

При создании остаточной нефтенасыщенности модель была подключена к напорной емкости и проведено вытеснение нефти из порового пространства модели водой. Причем вытеснение нефти проводили до полной обводненности модели. Величина остаточной нефтенасыщенности модели составила 15,0% (рис. 1), проницаемость модели при этом составила 0,58 мкм2 (рис. 2).

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровое пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны была введена оторочка 10%-го водного раствора «Сульфен-35» в объеме 0,26 долей порового объема модели. После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти водой в первоначальном направлении.

Рис. 2
yhth

При фильтрации в модели пластовой воды после ввода химического реагента проницаемость увеличилась и составила 1,44 мкм2 (рис 2.). После прокачки 2,79 поровых объемов модели пластовой воды коэффициент остаточной нефтенасыщенности составил 12,1 %, из модели дополнительно извлечено 2,9 % нефти (рис. 3).

Рис. 3
image008.gif

Проведенные исследования показали, что «Сульфен-35» позволяет увеличить проницаемость модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью и повысить нефтевытеснение.

Реагент «Сульфен-35К»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35К» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

  • в качестве добавки (5-10%) к соляной кислоте или глинокислоте для повышения эффективности обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов;
  • в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов.

Разработаны и опробованы различные варианты кислотных составов. В простых вариантах технология позволяет восстановить потенциальную продуктивность, а при кислотном гидроразрыве – многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

2. Технологические свойства

Входящие в состав реагента компоненты:

  • полностью растворяется в пресной, технической и пластовой воде, кислотных или щелочных составах;
  • поставляется в виде концентрата и является непосредственно готовым к применению;
  • обладают вязкостьпонищающим и отмывающим эффектом по отношению к флюидам в средне- и низкопроницаемых пропластках при использовании в соответствующих технологиях;

Основные преимущества:

  • позволяет регулировать вязкость углеводородно-кислотных и(или) нефте-кислотных эмульсий;
  • эффективен для обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов с высоковязкой нефтью;
  • снижает коррозионную активность закачиваемых составов;
  • при использовании реагента не наблюдается образование «некондиции» после ОПЗ;
  • полностью совместим с пластовыми водами и нефтями;
  • проявляет эффект гидрофобизатора пород коллектора, что способствует увеличению проницаемости по нефти;
  • не оказывает влияния на процесс подготовки нефти.
  • система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35К» – негорючая жидкость. Реагент обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Температура замерзания (потери подвижности) продукта – минус 3-50С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35К» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент «Сульфен-35Д»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35Д» - представляет собой композицию высокомолекулярных и низкомолекулярных анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти. Реагент относится к водо-нефтерастворимым и проявляет наибольшую эффективность при обработке высоковязких эмульсий нефтей карбона и девона.

2. Технологические свойства

В результате использования реагента на скважинах отмечается снижение линейного давления и улучшение работы глубинно-насосного оборудования. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

Использование реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов.

Основные преимущества:

  • эффективно снижает вязкость как эмульсионной продукции скважин, так и высоковязких безводных нефтей;
  • одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей;
  • улучшает качество подготовки нефти, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов;
  • позволяет получить готовую нефть из промежуточных слоев и «некондиции» из амбаров.

Предлагаемые составы:

  • растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
  • система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);
  • поставляется в двух формах: «летняя» и «морозоустойчивая».

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35Д» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта – 00С. Для зимней формы –300С.

Реагент «Сульфен-35Д» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л»

1. Общее описание

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» - предназначен для использования в технологии водоизоляции высокопроницаемых зон и гидрофобизации пластов. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

  • растворимость в пресной воде и органических растворителях;
  • сохранение подвижности при отрицательных температурах;
  • не оказывает коррозионного воздействия на оборудование;
  • отсутствие неприятного запаха и вредного воздействия на человека и окружающую среду;
  • система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-Л» – представляет собой негорючую жидкость без запаха. Реагент не обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Ввиду невозможности создания опасной концентрации, из-за низкой летучести, реагент не нуждается в гигиеническом регламентировании для воздуха рабочей зоны. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности.

Реагент «СД-Л» производится согласно ТУ 2481–001–72650092–2005 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.003512.10.07

Результаты лабораторного исследования Реагента-гидрофобизатора «СД-Л»

Свойства Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой.

Проведенные исследования показали, что Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» приводит к снижению проницаемости модели карбонатного и терригенного пласта для пластовой воды.

Рис.1 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №1 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

image010.gif

Рис.2 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №3 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

image012.gif

Проведено выявление условий образования гелей из Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в смеси с углеводородными растворителями и водным раствором гидроксида натрия (щелочи), который используется как раствор-сшиватель. Выявлена оптимальная концентрация Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в растворителе, которая составляет 20-30%. При контакте рабочего раствора Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» и щелочного раствора-сшивателя гель образуется практически мгновенно.

Реагент-термостабилизатор «СД-АПР»

1. Общее описание

Реагент «СД-АПР» - является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

2. Технологические свойства

Основные преимущества:

  • обладает комплексом оптимальных смазывающих, вязкостных и коркообразующих характеристик, позволяет вести бурение на температурах более 2000С;
  • позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта без замены бурового раствора;
  • вскрытие пластов (склонных к образованию эмульсии в поровом пространстве) при концентрации Реагента «СД-АПР» в растворе около 5% позволяет минимизировать эмульгирование и добиться высоких параметров добычи;
  • повышенная термостойкость компонентов реагента препятствует их деструкции в процессе бурения, что позволяет использовать исходный буровой раствор повторно;
  • в необходимых случаях позволяет резко увеличить вязкость обычных глинистых буровых растворов путем добавки в количестве 1-2%.

Предлагаемые составы:

  • растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
  • смешивается с нефтями;
  • сохраняют текучесть до температуры окружающей среды -300С.
  • система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-АПР» – представляет собой негорючую жидкость без запаха. Реагент не обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Ввиду невозможности создания опасной концентрации, из-за низкой летучести, реагент не нуждается в гигиеническом регламентировании для воздуха рабочей зоны. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности.

Реагент «СД-АПР» производится согласно ТУ 2481–001–72650092–2005 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.003512.10.07

Анализ опытно-промышленных испытаний технологии приготовления и применения безглинистого бурового раствора на основе химреагента «СД-АПР»

Безглинистые буровые растворы (ББР) на основе химреагента «СД-АПР» разработаны для вскрытия продуктивных слабопроницаемых пластов с пониженными пластовыми давлениями на месторождениях и залежах с трудноизвлекаемыми запасами, а также для первичного вскрытия высокопроницаемых длительно разрабатываемых пластов, характеризующихся низким пластовым давлением. В качестве основы бурового раствора используется композиционный химреагент «СД-АПР» основными компонентами которого являются глицерин, полиглицерины и сложные эфиры. Глицерин и полиглицерины обеспечивают поглощение воды, что позволяет существенно уменьшить ее адсорбцию на глинистых частицах. Кроме того, «СД-АПР» проявляет высокую смазывающую способность, а также предотвращает образование газовых гидратов при газопроявлениях.

Технология приготовления и применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» предназначена для максимального сохранения первоначальных коллекторских свойств нефтяного пласта при первичном вскрытии его бурением для достижения высокого дебита при вводе скважин в эксплуатацию. Процесс приготовления ББР основан на смешении пресной воды или базового полимер-карбонатного бурового раствора и химреагента «СД-АПР» в количестве от 5-10% на объем готового бурового раствора. Применение каждого типа ББР на основе химреагента «СД-АПР» определяется геолого-физическими условиями и состоянием разработки залежи в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола скважины. ББР на основе химреагента «СД-АПР» обеспечивает безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде. Плотность ББР для вскрытия газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

ББР на основе химреагента «СД-АПР» рекомендуется применять для вскрытия продуктивных пластов при строительстве отдельной или группы скважин, бурящихся на залежах или месторождениях высоковязких или обычных нефтей, эксплуатируемых как с применением систем поддержания пластового давления, так и на естественном режиме. Процесс бурения может осуществляться на любой стадии разработки нефтяного месторождения с применением стандартных нефтепромысловых технических средств без дополнительных затрат на капитальное строительство и оборудование.

Применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает получение технологического эффекта по сравнению с базовой скважиной, вскрытие продуктивного горизонта которой проводилось обычным мультифазным буровым раствором (МФБР) на данной залежи, площади или месторождении нефти. МФБР представляет собой аэрированный глинистый буровой раствор с использованием нефти в количестве 10% в качестве смазывающей добавки.

Оценка успешности применения технологии производится на основании сравнения технологических режимов работы скважин, вскрытие пластов которых проводилось ББР на основе химреагента «СД-АПР» и МФБР. Анализировались данные по работе скважин за один месяц после освоения.

Испытания ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта были начаты 21 октября 2007 года на скважине № 3583 Дачного месторождения. За семь месяцев пробурено 6 скважин №№ 9726, 9732, 9734, 9735, 9734, 9767, Краснооктябрьского месторождения ОАО «Шешмаойл» и 5 скважин №№ 3578, 3583, 3649, 3650, 3662 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Вскрытие продуктивного пласта производили при режимах бурения аналогично с технологией МФБР, т.е. при подаче бурового насоса 25 л/с, что обеспечивало ламинарный поток движения промывочной жидкости в кольцевом пространстве со скоростью на уровне выше критической (0,5 м/с) минимально необходимой для выноса выбуренного шлама. В среднем скорость бурения с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» составила 6 м/ч, проходка на долото 250м (средняя скорость бурения на мультифазном буровом растворе (МФБР) составляет 3 м/ч). Вскрытие продуктивного пласта бурением с промывкой провели без осложнений, поглощений бурового раствора и газоводонефтепроялений не наблюдалось. Скорость инструмента при спускоподъемных операциях находилась в пределах, предусмотренных действующими инструкциями и ГТН, затяжек и посадок инструмента при этом не наблюдалось.

Предварительную оценку эффективности применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта Краснооктябрьского месторождения произвели на основании сопоставления дебитов скважин пробуренных на МФБР, расположенных на тех же кустовых площадках, эксплуатирующие общие горизонты и выбранных в качестве базовых.

Скважины №№ 9732, 9734 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на продуктивные отложения тульско-бобриковского горизонта нижнего карбона, скважина №9736 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 6,1 т/с, что в 5,9 раза превышает дебит по базовой 1,03 т/cyт.

Скважины № 9735, № 9743 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на отложения верейского и башкирского горизонта среднего карбона, скважина № 9742 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 3,9 т/сут, что почти в 2,5 раза превышает дебит по базовой 1,6 т/сут.

Анализируя данные приведенные в таблице (результаты освоения, дебит скважин по жидкости и нефти в процессе эксплуатации), следует что применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, сокращение сроков освоения скважин и вывода их на режим. Полученный технологический эффект подтверждается результатами эксплуатации скважин, где средний дебит скважины по нефти на Краснооктябрьском месторождении составил 7,7 т/сут, на Дачном 16,7 т/сут.

По скважинам №№ 9726, 3650, 3662 (находятся в освоении), № 9767 (кап. ремонт), №№ 3578, 3583 (нет базовых скважин) анализ применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» будет проведен позднее.

Скважины, вскрытые с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР»
Базовые скважины, вскрытые с применением МФБР

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка «КСД»

1. Общее описание

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД, представляет собой порошкообразную смазочную добавку для буровых растворов. Разработана специалистами ООО НПО «ТатХимПродукт» для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями (северные районы, морской шельф, поймы рек и т.д.).

Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают безопасность и скорость бурения.

КСД является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

2. Технологические свойства

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД:

  • применяется во всех типах буровых растворов на водной основе, система вводится непосредственно в буровой раствор;
  • обеспечивает высокий антисальниковый, противоприхватный эффект (продукт может быть использован как высокоэффективная "скорая помощь" при прихватах оборудования);
  • высокоэффективна при подготовке к спуску обсадных колонн в конц.1% (соответствие СТО Газпром);
  • не пенит, незначительно (на 15-20%) понижает фильтрацию;
  • совместима со всеми химреагентами бурового раствора;
  • порошкообразная товарная форма позволяет доставлять смазку в самые труднодоступные районы и применять в любое время года;
  • экологически безопасна (биоразлагаемость 90-95%), не оказывает вредного воздействия на окружающую среду, тара (бумажный мешок с п/э вкладышем) легко утилизируется;
  • пожаро-, взрывобезопасна;
  • ингибирована бактерицидом, не гигроскопична, не слеживается при хранении.

Показатели (в конц. 0,5%)

Наименование показателя
Нормы СТО Газпром РД2.1-146-05
Малогл. раствор
Утяж. раствор
Минерал. раствор
отн. коэф. трения, не более
0,85
0,4
0,68
0,55
отн. коэф. скольжения, не более
0,7
0,6
0,75
0,36
влажность,%
6,0
-
-
-
пенообразующая активность, кг/м3, не более
20/20/5
12
24

Снижение коэффициента трения (в конц. 0,5%) не менее 85%.

Рекомендуемая норма добавки 0,5 - 2 кг на 1 куб.м. раствора.

3. Сертификаты и нормативы

КСД производится согласно ТУ 2481–001–72650092–2005 изм. 1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.003512.10.07

Сертификат соответствия СТО Газпром прот.№120а от 28.11.2007.

Реагент-Разглинизатор

1. Общее описание

Реагент-Разглинизатор используется для проведения работ при подготовке пласта к процедуре перфорации, гидроразрыва или других мероприятий связанных с необходимостью удаления глинистых составляющих в призабойной зоне пласта.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

Удаление глинистой корки из необсаженного ствола скважины перед цементированием позволяет гарантировать качественное сцепление цементного кольца с породой ствола скважины и снизить вероятность появления заколонных перетоков.

Реагент-Разглинизатор:

  • растворяется в пресной, технической и пластовой воде;
  • система поставляется в виде концентрата (канистры), раствор готовится согласно инструкции 1:20, приготовленный рабочий раствор (1:20) химпродукта «Разглинизатор» не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования, осложнений при добыче нефти и не ухудшает ее товарных характеристик.

3. Сертификаты и нормативы

Реагент-Разглинизатор – негорючая жидкость, обладает общетоксическим действием, по степени воздействия на организм относится к мало опасным веществам 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, не обладает аллергенными свойствами, при попадании на кожные покровы вызывает сильное раздражение кожи и дыхательных путей, при хранении не выделяет вредных продуктов. Температура замерзания (потери подвижности) – минус 300С.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 производится по ТУ 2481-002-72650092-2010.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1:

  • обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от кислотной коррозии;
  • замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными породами до 8 раз;
  • увеличивает глубину проникновения соляной кислоты в толще пласта;
  • увеличивает приток нефти к призабойной зоне;
  • улучшает вынос из пласта продуктов реакции соляной кислоты с карбонатными породами;
  • уменьшает образование солевых остатков;
  • препятствует образованию стойких эмульсий;
  • не вступает в химическое взаимодействие с соляной кислотой.
  • хорошо растворяется в водных и кислотных растворах.

Температурный диапазон применения от - 40 до +40°С.

Гарантийный срок хранения 1 год.

Норма расхода ТХП-1 к общей массе соляной кислоты составляет 2 - 4 масс. % .

ТХП-1 поставляется в металлических бочках по 200 кг.

Рис.1
image014.gif
Рис.2
image016.gif