Физико-химия буровых промывочных жидкостей

Содержание дисциплины
Основные сведения по бурению нефтяных и газовых скважин. Состояние добычи нефти и газа.
Способы бурения нефтяных и газовых скважин.
Основные термины и определения:
конструкция скважины
призабойная часть пласта, освоение продуктивного коллектора
вызов притока
проницаемость пласта
заканчивание скважины
коэффициент аномальности и др. параметры
формирование призабойной части скважины на депрессии
оборудование конструкции забоя
первичное и вторичное вскрытие пластов
Другое
Характеристика процесса бурения на депрессии
Способы вызова притока и продуктивных коллекторов. Схема обвязки оборудования при вызове притока с применением пены.
Основы физ-химии буровых растворов. Дисперсные системы. Степень раздробленности. Классификация дисперсных систем.

Свойства дисперсных систем. Устойчивость поверхностного явления. Сорбционные процессы.
Двойной электрический слой. Действие коагулянтов. Порог коагуляции. Пептизация.
Тиксотропия. Структурообразование.
Электрические явления в дисперсных системах. Электрофорез. Электроосмос.
Межфазное взаимодействие. Адгезия.
Технология бурения и вскрытие пластов на депрессии.
Физ-химия водных растворов ПАВ-пенообразователей. Структура пены. Адсорбция ПАВ. Строение пузырька пены.
Классификация ПАВ-пенообразователей.
Вскрытие пластов АНПД. Технологические параметры пен (ГЖС). Вызов притока флюида из пластов.
Свойства ГЖС. Основные технологические свойства ГЖС. Способы бурения.
Физическая сущность ГЖС-подъемника. Структурные формы ГЖС-потока. Механизм движения ГЖС в трубах.

Физико-химия глин. Условия применения глинистых растворов. Технологические параметры, реологические свойства.
Строение и свойства полимерных реагентов, ПАВ’ов.
Взаимодействие молекул полимеров и глинистых частиц. Флокулированные и дефлокулированные системы. Механизм дефлокуляции.
Физико-химические свойства реагентов для буровых растворов. Полисахариды, эфиры целлюлозы, полиакрилаты.
Полимерно-солевые системы для бурения и вскрытия пластов в сложных геологических условиях.
Оборудование для получения пенных ГЖС. Способы получения.
Технологические схемы для бурения, вскрытия и освоения пластов углеводородов с применением пенных ГЖС.
Современные виды реагентов и их технологические свойства.
Эмульсионные растворы. Характеристика процесса эмульгирования. Свойства ПАВ-эмульгаторов и их влияние на эффективность эмульгирования.
Основные принципы регулирования свойств буровых растворов.

Из истории бурения нефтяных и газовых скважин
Давно использовалась нефть:
выходящая на поверхность
колодцы
Первая скважина 1847-1848гг – Баку
1864г. – Кубань (ударное бурение)
1855г. – скважина на нефть (Ухта)
1893г. – массовое бурение скважины в районе Грозного
1901г. – добыча в России 11,5млн. тонн нефти
1920г. – национализирована нефтяная промышленность:
постепенное замещение ударного бурения на механическое вращательное.
открытие специальных учебных институтов: в Москве, Баку, Грозном
1928г. – превышение максимальной добычи (1901г. – 11,5млн. тонн нефти)
Прерванные пятилетки позволили освоить:
Бакинский нефтяной район
Северный Кавказ
Средняя Азия
Татарстан
Башкирия
Урало-Волжская провинция.

1941г. – добыто 33млн. тонн нефти (из них 23,5 млн. тонн приходилось на Азербайджан)
1949г. – достигнут довоенный уровень добычи ~ 33млн. тонн
1965-1970гг. – развитие нефтяных районов:
Западная Сибирь
Мангишлак
Белоруссия
Коми
Удмуртия
1970-1980гг. – дальнейшее наращивание объемов добычи нефти, газа, газового конденсата – особенно за счет Западной Сибири
С 1980гг. – спад, снижение темпов добычи из-за отработки месторождений.
К 1985г. – объемы бурения на углеводороды ~ 36млн. м. ( при средней глубине скважин – 2600м., объемы бурения на ТПИ ~ 50млн.м.)
Состояние на 2007г:
Экономика ресурсоориентированная
Дефицит кадров
Негативные явления связанных с развитием отечественной минерально-сырьевой базы
С 1994г. – превышение уровня добычи над приростом запасов

1994-2005гг. – восполнение геологических запасов по результатам ГРР не более 64% от добычи (нет опережающего прироста), качественное ухедшение сырьевой базы нефти:
Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов до 55-60%
Средняя степень выработанности запасов по эксплуатируемым месторождениям – свыше 60%, а на старых – до 78-81%
Основные нефтегазовые провинции:
Западно-Сибирская
Урало-Поволжская
но достигли поздних стадий отработки.
Новые провинции:
Тимано-Печорская
Дальний Восток
Восточная Сибирь (Якутия-Саха)
Но:
Более высокие затраты на освоение
Более низкий потенциал запасов по сравнению со старыми
В структуре извлекаемых запасов значительно (до 80%) выросла доля мелких месторождений, находящихся на балансе государства

Состояние
80% запасов нефти – в удаленных и Северных районах (дорогая логистика)
Свыше 30 % разведанных запасов нефти – малопроницаемые коллекторы или высокосернистые, высоковязкие и тяжелые нефти – снижается цена на мировом рынке и усложняет добычу
Около 25% запасов нефти приурочена к шельфам замерзающих акваторий, арктических морей (проблемы – транспортировка, дорогостоящее оборудование, ледовая защита)
Выборочная отработка запасов из-за чрезмерной обеспеченности выводит из эксплуатации тысячи «малодебитных» скважин и интенсифицирует добычу активных запасов – более быстрый вывод из эксплуатации и рост затрат на освоение
Большая часть разведанных запасов на суше – Западная Восточная Сибирь, Европейская часть
До 1992г. Воспроизводство нефти и газаа на континентальной части превышало их добычу.
1990-1995гг. – резкое падение уровня воспроизводства аз-за снижения ГРР
Более 75% месторождений нефти и газа на суше вовлечены в освоение
Накапливание дефицита качественных объектов может к 2015г. ( нет сведений) привести к исчерпанию рентабельности запасов нефти и газа