Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ применяемых методов изучения разреза скважины в процессе бурения 9
1.1 Геологическая характеристика Федоровского месторождения (группы пластов АС) 10
1.2 Состояние разработки группы пластов АС4-8 Федоровского месторождения с использованием горизонтальных скважин 27
1.3 Отрицательное влияние буровых растворов на ПЗП 30
1.4 Изучение разреза скважины в процессе бурения 33
Выводы по главе 47
2 Анализ результатов изучения геологического разреза, полученных в процессе бурения скважин на Федоровском месторождении 48
2.1 Основные задачи, решаемые на основе геолого-технической информации, получаемой в процессе строительства скважины 48
2.2 Анализ и интерпретация геолого-технической информации, полученной при бурении скважин на группу пластов АС4-8 Федоровского месторождения 56
2.2.1 Литологическое расчленение разреза скважины в реальном времени бурения и определение характера насыщения пластов 57
2.2.2 Оценка степени заглинизированности пласта по материалам механического каротажа 71
2.3 Обоснование направления и основных задач исследований 78
Выводы по главе 81
3 Разработка и обоснование методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины 82
3.1 Критический анализ применяемых методов получения информации в процессе строительства горизонтального ствола скважины 83
3.2 Сравнительная оценка результатов интерпретации геолого-технической информации и материалов стандартного каротажа 88
3.2.1 Сравнительный анализ результатов механического и стандартного каротажей 88
3.2.2 Сравнительный анализ результатов газового и стандартного каротажей 90
3.2.3 Оценка соответствия результатов интерпретации ГТИ материалам стандартного каротажа и анализ качества вскрытия продуктивного пласта 92
3.3 Разработка методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины 99
Выводы по главе 133
4 Технико-экономическая оценка полученных результатов 135
4.1 Оценка эффективности обеспечения ФС коллектора в результате внедрения методики оперативного управления процессом строительства горизонтального ствола скважины 135
4.2 Экологический эффект от внедрения предложенных технологических решений 141
4.3 Экономический эффект от внедрения предложенных технологических решений 147
Выводы по главе 148
Заключение 149
Список использованных источников 151
- Геологическая характеристика Федоровского месторождения (группы пластов АС)
- Основные задачи, решаемые на основе геолого-технической информации, получаемой в процессе строительства скважины
- Критический анализ применяемых методов получения информации в процессе строительства горизонтального ствола скважины
- Экологический эффект от внедрения предложенных технологических решений
Введение к работе
Актуальность темы. На данном этапе разработки месторождений в Западной Сибири наблюдается устойчивая тенденция к снижению доли крупных месторождений, вовлекаемых в эксплуатацию, ухудшению структуры запасов, возникновению необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложнопостроенных залежей. В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, является первоочередной задачей.
Наиболее перспективным направлением по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти является создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС).
В ОАО «Сургутнефтегаз» наибольшее развитие горизонтальное бурение получило на Федоровском месторождении, где на данный момент пробурено более 400 скважин, с целью вовлечения в разработку нефтегазовой залежи пластов АС4-8 особенностью которой является наличие подошвенной воды и газовой шапки в кровле, ограниченная толщина его продуктивной части (8 -12 м).
Наибольшую сложность в процессе строительства горизонтальных скважин на пласты АС4-8 Федоровского месторождения представляет обеспечение траектории скважины в процессе ее проводки с высокой точностью в соответствии с проектными данными, особенно горизонтального участка ствола, ввиду его (как правило) близкого расположения от ВНК и ГНК.
Ограничения, предъявляемые к траектории горизонтального участка (ГУ) по азимуту и вертикали (продуктивной мощности пласта), определяют сложность практической реализации необходимого профиля ГУ (идеальный вариант наблюдается в том случае, когда горизонтальный участок скважины проходит только по нефтенасыщенной части пласта, не пересекая глинистых пропластков и не заходя в подошвенную воду или газовую шапку).
В этой связи, эффективность применения ГС, в основном, зависит от длины продуктивной части пласта, вскрытой горизонтальным участком, а также способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характеризующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей. Решению данной задачи посвящены работы многих известных ученых и специалистов.
Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает в себя широкий круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны пласта, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых растворов с целью снижения водоотдачи. Одним из направлений по уменьшению отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на призабой-ную зону пласта является снижение времени контакта промывочной жидкости с горной породой, т.е. сокращение сроков строительства скважины.
Важнейшим резервом в реализации этой задачи является применение геолого-технических исследований (ГТИ), проводимых в процессе бурения горизонтальных скважин и способных решать комплекс геологических и технических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов.
Целью работы является повышение качества вскрытия продуктивного пласта и сокращение сроков строительства горизонтальных скважин.
Идея работы заключается в использовании результатов комплекса геолого-технических исследований, проводимых непосредственно в процессе бурения для оперативного управления процессом строительства скважины.
Задачи исследования. Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи:
Геологическая характеристика Федоровского месторождения (группы пластов АС)
Отложения выделенного комплекса на всей территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», да и практически на всей территории Среднего При-обья накапливались в близких палеогеографических условиях. Поэтому особенности строения продуктивных пластов каждого комплекса, а также лито-лого-минералогический состав слагающих их пород, практически идентичен на всех изучаемых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», что дает основания для рассмотрения геологического строения на примере только Федоровского месторождения (до группы пластов АС4-8 включительно).
Пласты АС4-8 отличаются от пластов группы БС и нижних пластов группы АС, представленных относительно выдержанными прибрежно— морскими и глубоководно-морскими отложениями, гораздо большей невыдержанностью и литологической неоднородностью, связанной с фациальным многообразием условий осадконакопления. Здесь встречаются пласты самого разного генезиса: от мелководно морских и авандельтовых фаций до аллювиального комплекса отложений с русловыми, пойменными и озерно— болотными фациями. По этой причине здесь гораздо сильнее развиты и более разнообразны слоистые и линзовиднослоистые текстуры, нередко наблюдается ритмичность в осадкообразовании, связанная, по мнению некоторых исследователей, с сезонными явлениями в природе. В пластах часты чередования песчаных, алевролитовых и глинистых прослоев. Встречаются следы размывов осадков. Характерны специфические литотипы песчано— алевролито-глинистых пород с «рябчиковыми» текстурами. При этом соотношение компонентов пород самое разнообразное, так же как и их взаимосвязь друг с другом. Большинство исследователей относит «рябчиковые» текстуры к биотурбидитам, т.е. продуктам жизнедеятельности донных животных, хотя встречаются и другие версии, например, последствия выпадения частых дождей. На основании многолетних исследований физических свойств пород продуктивных отложений Среднего Приобья основными факторами, определяющими свойства пород, являются максимальная глубина их погружения (гравитационное уплотнение), минеральный состав скелета, содержание и состав цементирующего материала. На отдельные физические свойства пород (в основном на их удельное электрическое сопротивление) существенное влияние также оказывают температура пласта и общая минерализация поро-вой воды.
Для комплекса продуктивных отложений АС4-8 изучаемого района общим является выделение пяти литотипов пород (таблица 1.1): - карбонатные породы (карбонатные стяжения); - глины или аргиллитовые глины; - алевролиты; - песчаники; - смешанные породы (тонкое переслаивание, «рябчик»). Также в изучаемом комплексе выделены подлитотипы. Так, в карбонатных породах выделяются два подлитотипа: конкреционные стяжения в глинистых и в песчано-алевритовых породах, отличающиеся друг от друга содержанием глинистого материала. В глинистых отложениях выделяются опесчаненные или алевритистые глины и тонкоотмученные глины, в алевро-литах-слабоглинистые и глинистые алевролиты, в песчаниках - мелко- и среднезернистые песчаники (как правило, слабоглинистые), мелкозернистые слабоглинистые и мелкозернистые глинистые песчаники (таблица 1.1).
Содержание обломков в породах-коллекторах пластов АС4-8 может колебаться от 90 % в песчаниках до 70 % и менее в алевролитах. Размер обломков в мелкозернистых песчаниках может меняться от 0,10 мм до 0,20 мм (преобладающий размер обломков). Петрографический состав породообразующих минералов во многом зависит от источников сноса и представлен, в основном, аркозовыми, полимиктовыми, и даже изредка олигомиктовыми, преимущественно кварцевыми, разностями. Наиболее распространены пес 13 чаники с содержанием кварца 20-30 %, полевого шпата - 40-50 %, обломков пород 15-25 %, слюд 2-7 %. Характерно, что часто почти половина зерен полевого шпата подвержены в значительной степени процессам пелитизации и серицитизации (замещение более 50 %), что ведет к повышению общей глинистости породы.
Аутигенное минералообразование связано, главным образом, с ранне-диагенитической карбонатизацией и образованием глинистых минералов и глауконита. В наиболее проницаемых пластах (или частей пласта) развивается аутигенный каолинит и хлорит. В алевролитах, как правило, преобладают седиментационный хлорит и гидрослюда. Довольно существенна примесь смешанно-слойных образований в глинистой составляющей, причем не толь 14 ко в алевролитах и глинах, но и в песчаниках. Часто встречаються, так называемые, «зеленоцветные минералы», представляющие собой переходные разности ряда глауконит-монтмориллонит (возможно, селадонит). Наряду с этим нередко в пластах встречаются такие аутогенные минералы как пирит и сидерит. Последний, как правило, развивается по гидрослюдам и в виделин-зовидных мелких стяжений по плоскостям напластования. В глинистых прослоях состав глинистых минералов преимущественно гидрослюдистый с большим количеством смешанно-слойных образований типа гидрослюда-монтмориллонит (до 20-30 %) и разбухающих пакетов (до 10-15 %). Для алевролитов пойменного генезиса характерно обогащение мелким углистым детритом и более крупными обугленными растительными остатками. Нередко встречаются прослои бурого угля толщиной до 10-30 см.
Пласты АС4-8 на территории Федоровского месторождения формировались в условиях аллювиальной аккумулятивной равнины, имеющей наклон в западном направлении в сторону морского палеобассейна. Доказательством аллювиального генезиса этих отложений является отсутствие в них морской микрофауны, повсеместное наличие в керне почвенного горизонта глин с корневидными остатками растений. Аллювиальные отложения сложены образованиями одноименных толщ. В разрезе толщи выделяется ее нижняя часть, сложенная осадками песков русловых фаций, и верхняя, состоящая из осадков поймы. Последняя включает формирования береговых валов, пойменных озер и болот, стариц, ручьев [1,2].
Различают перстративный аллювий, формирование которого связано с периодическим врезанием русловых осадков в подстилающие отложения с образованием речных террас и аллювий констративный, надстраивающий свои отложения во времени вверх по разрезу и формирующий мощные толщи аллювия (рисунок 1.1).
Основные задачи, решаемые на основе геолого-технической информации, получаемой в процессе строительства скважины
Сущность данного метода состоит в измерении вибраций верхней части бурильной колонны и определении акустических полей, возникающих в процессе бурения, с целью получения информации о состоянии и динамике работы породоразрушающего инструмента и характере проходимых долотом пород, которые имеют тенденцию к слиянию в единый геолого-технический комплекс. Из анализа современного состояния изученности данного метода [16, 20, 21, 22, 23, 24] следует, что вибрация в бурении чрезвычайно сложное явление, требующее особого подхода к его изучению. В настоящее время еще не существует четкого представления о видах вибраций, недостаточно ясны причины, вызывающие тот или иной вид вибрации, мало изучены свойства механических систем "долото-колонна" и "колонна-вышка", являющихся каналами связи забоя с поверхностью, не создана единая математическая модель процесса бурения, которая была бы подтверждена лабораторными и промысловыми испытаниями, что ограничивает применение данного метода при бурении эксплуатационных скважин.
Газовый каротаж основан на исследовании количества и состава газа в промывочной жидкости, эвакуированной из скважины измерении ряда параметров, характеризующих режим бурения скважин, и переходе от этих параметров к количеству и составу газа в пласте, вскрытом скважиной [18, 25, 26, 19,27,28,29,30].
Результаты газового каротажа (количественный и компонентный состав газа) позволяют судить о характере насыщения пласта тем самым судить о том, какая часть пласта (газонасыщеная, нефтенасыщеная, водонасыщеная) вскрыта стволом скважины (геологические задачи). Современное развитие газоанализируещей аппаратуры и многочисленный опыт использования газового каротажа при бурении скважин позволяет говорить о достаточной надежности (65-70 % по данным автора [16]) данного метода при определении количества и состава газа вынесенного на поверхность промывочной жидкостью.
Газовый каротаж подразделяется на газовый каротаж в процессе бурения, при котором определяется газ, попавший в промывочную жидкость на забое скважины при разрушении пласта долотом, и газовый каротаж после бурения - ГКПБ (диффузионный каротаж), когда используются простои скважины и выявляются аномально газонасыщенные порции промывочной жидкости, связанные с диффузионным процессом газообогащения промывочной жидкости на контакте с газосодержащим пластом, а также комплексный газовый каротаж, заключающийся в том, что газовый каротаж, как в процессе бурения, так и после бурения проводят без специально запланированных простоев скважин [27]. Регистрация данных газового каротажа осуществляется приборами (индикатор объемного газосодержания, газоанализатор, дегазатор, газовый хроматограф-полевой), входящими в комплект станции «Разрез-2».
Общее количество газа представляет собой содержание углеводородных компонентов (% масс.) в смеси с компонентами воздуха (N2, Ог), циркулирующим с буровым раствором. Состав углеводородного газа определяется путём идентификации компонентов подходящим методом анализа: в потоке -спектрометрически, с использованием селективных детекторов; отбором проб с последующим определением содержания углеводородов хроматогра-фически. В составе газа определяются компоненты (по мере возрастания их молекулярной массы): метан, этан, пропан, изобутан, бутан, изопентан, пен-тан, остаток Сб+, представляющий собой суммарное количество тяжёлых углеводородов, растворённых в газе.
По результатам анализа компонентного состава сепарированного газа с разной глубины можно сделать выводы о характере насыщающих выбранную отметку флюидов. В основе этих выводов лежат следующие качественные признаки: если общее количество углеводородного газа в смеси с воздухом повышается, то возрастает вероятность наличия углеводородов в составе добываемых флюидов с данной отметки; если отношение метана к более тяжёлым компонентам углеводородного газа велико, то вероятнее всего на данной отметке присутствует газ в свободном состоянии (газовая шапка); если это отношение уменьшается (особенно с возрастанием содержания компонентов С6+), то можно предположить наличие на данной глубине газа, растворённого в нефти (нефтяная залежь). Эти признаки не несут в себе чётких критериев состояния насыщенности пластов флюидами на конкретной отметке, однако, в комбинации с другими методами интерпретации разрезов (геологическое расчленение по данным механического каротажа), могут дать вполне обоснованную информацию.
Кроме того, следует отметить факторы, влияние которых может внести существенные искажения в конечные выводы по выделению перспективных интервалов: 1. В силу своей подвижности свободный газ может дренировать из зон, не соответствующих интервалу, разбуриваемому в определённый момент времени. 2. Недостаточная степень сепарации газа из бурового раствора, что приводит к неполному выделению его из раствора, тем самым, снижая общую концентрацию газообразных углеводородов. 3. Смешение углеводородного газа с воздухом на поверхности, что при водит к уменьшению концентрации индивидуальных компонентов газа. В качестве параметров отходящих газов на диаграмме представлены ре зультаты содержания углеводородной составляющей в сепарированном газе (CH)sum, суммарного содержания условного лёгкого компонента газа С1+С2+С3 и условно тяжёлого компонента газа С4+С5+С6, индивидуальное содержание компонентов СрСб- Концентрация основного углеводородного компонента, метана, в выделяющемся газе на уровне 1 % масс, соответствует характеру растворимости этого компонента в воде и может быть с достаточной степенью точности соответствовать непродуктивным (водонасыщенным) участкам.
Критический анализ применяемых методов получения информации в процессе строительства горизонтального ствола скважины
В настоящее время для определения точки входа ствола горизонтальной скважины в пласт используется метод «промежуточных» каротажей с использованием традиционных геофизических приборов. В том случае когда необходимо провести промежуточный каротаж бурение прекращают и в скважину доставляют геофизическую аппаратуру либо на бурильных трубах или НКТ, либо методом закачки, либо на гибкой трубе (при достижении зенитного угла выше 55 град, геофизические приборы под действием собственной силы тяжести ложатся на нижнюю стенку скважины и не могут попасть в горизонтальную часть ствола), но в любом случае скважинная аппаратура соединяется с наземным каротажным оборудованием проводной линией связи (кроме автономных систем).
Особенности проведения ГИС в подобных объектах освещены в публикациях [17, 39, 68-93], однако следует отметить тот факт, что в условиях ГС (в сравнении с вертикальными и наклонно - направленными) меняется роль и информативность отдельных методов ГИС.
Методы электрического каротажа (ЭК) и электро - магнитного каротажа (ЭМК) не несут однозначной информации о границах пластов, пересеченных горизонтальным стволом скважины, т.к. вследствие их достаточной «глубиности» происходит размывание граничного эффекта. Причем степень «размыва» зависит от многих факторов таких как: угол встречи ствола скважины с границами пластов; удельное электрическое сопротивление пласта; техническая характеристика зондов и пр.
Все эти и многие другие факторы определяют технику и технологические приемы исследований. Ниже рассмотрены основные особенности наиболее часто применяемых систем для исследований горизонтальных скважин.
Данная технология применяется с 1991г. в различных регионах РФ. Преимуществом данной системы является простота, а недостатками — влияние на показания приборов стенок стеклопластиковых контейнеров, в которых находятся приборы при исследовании, их недостаточная прочность, а, главное, то, что этот метод не позволяет проворачивать инструмент, что является иногда необходимым с целью предупреждения осложнений в ГС.
Данная технология обеспечивает проведение ГИС в горизонтальных скважинах на каротажном кабеле без использования бурового инструмента (без спуска бурильных труб). Перемещение геофизического прибора в горизонтальном стволе осуществляется при помощи движителя, закрепленного на каротажном кабеле. Система позволяет исследовать горизонтальные скважины с помощью геофизических приборов при скорости спуско - подъема геофизического инструмента до 1000 м/ч.
В данной технологии устранен недостаток предыдущей системы «Горизонталь - 1» - вывод кабеля на поверхность труб, однако остались другие, связанные с влиянием стенок контейнера и низкой прочностью полиэтиленовых труб, которые иногда не выдерживают перепада температур и ненадежны при больших нагрузках. В 1997г. впервые были проведены исследования горизонтального ствола с помощью специального геофизического кабеля, обладающего достаточной жесткостью для проталкивания приборов на забой ГС и необходимой гибкостью для использования серийного спуско - подъемного оборудования. Данные свойства каротажного кабеля были достигнуты путем применения многослойного бронирования и различных составов полимерных материалов для поверхностного покрытия. Один из самых простых вариантов организации исследований ГС заключается в создании комбинированной компановки путем присоединения к серийному геофизическому кабелю, намотанному на стандартном каротажном подъемнике, отрезка жесткого кабеля. Протяженность горизонтального участка, которая может быть исследована при таком способе, может составлять около одной трети длины отрезка. Для увеличения проталкивающих возможностей выше отрезка жесткого кабеля могут быть установлены дополнительные грузы.
Аппаратно - методический комплекс «Горизонт - 1» предназначен для исследований наклонно — направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин методами инклинометрии (зенитный угол, азимут), электрического (КС, ПС) и радиоактивного (ГК, НТК) каротажа. АМК «Горизонт - 1» содержит скважинный прибор, состоящий из стек-лопластикового корпуса с переводником, батареи питания, блока памяти, зондовых устройств для измерения КС, ПС, ГК, НТК, инклинометрии и блока электроники в защитном титановом кожухе. Наземное оборудование состоит из глубиномера, датчика веса бурового инструмента, наземного интерфейса и ПЭВМ. При спуске и подъеме автономного прибора в ПЭВМ записывается время и глубина нахождения прибора в скважине, а после извлечения его на поверхность данные измерений переписываются в ПЭВМ в масштабе глубины. Каротаж горизонтальных скважин ведется на бурильных трубах. Всего за восемь часов и одну спуско - подъемную операцию проводится запись вышеназванного комплекса параметров. Прямо на буровой, после обработки информации на ПЭВМ, выдается экспресс - информация. К преимуществам данной системы относятся: - проведение измерений в скважинах, в которых затруднительно или невозможно проводить исследования аппаратурой на кабеле; - сокращение времени исследований скважин; - цифровая регистрация и обработка информации; - применение для геологической интерпретации автоматизированных систем обработки данных ГИС на базе ПЭВМ. К недостаткам следует отнести ограниченность комплекса измеряемых параметров для различных геологических условий (например, в условиях терригенных полимиктовых отложениях Западной Сибири).
Экологический эффект от внедрения предложенных технологических решений
Строительство нефтяных и нефтегазовых скважин неизбежно сопровождается воздействием на объекты природной среды. Вопросы рационального природопользования, практические рекомендации относительного того, как избежать отрицательного воздействия на окружающую среду, на территориях, где доказана целесообразность разработки запасов нефти, соблюдение разумного и эффективного баланса между разработкой ресурсов и охраной окружающей среды, являются основными при проектировании и производстве работ, связанных с бурением, эксплуатацией и обустройстве месторождений [105].
Развитие нефтегазовой промышленности сопровождается увеличением антропогенных нагрузок на окружающую природную среду. Особенно сильное отрицательное воздействие на объекты природной среды, оказывают, прежде всего, образующиеся в процессе строительства нефтяных и газовых скважин отходы бурения, представленные буровыми сточными водами (БСВ), выбуренной породой или буровыми шламами.
Количество отходов зависит от многих факторов: применяемой технологии бурения, глубины скважины, используемой системы водоснабжения и водоотведения, природно-климатических факторов и т.д. В среднем при строительстве скважины глубиной 3000 — 3500 м образуется до 5 - 7 тыс. м отходов. Сокращение сроков строительства скважины не приведет к сокращению объемов отходов, однако, несомненно, снизится количество химических реагентов, необходимых для поддержания стабильности буровых растворов. Принятая в настоящее время технология строительства скважин практически повсеместно предусматривает сбор и хранение отходов бурения в шламовых амбарах. Однако, несмотря на использование таких мер, как об-валовка шламовых амбаров, гидроизоляция их дна и стенок, не обеспечивается надежная защита окружающей среды от загрязнения компонентами буровых отходов. В настоящее время проблема ликвидации шламовых амбаров и утилизации отходов бурения относится к числу самых приоритетных задач нефтегазодобывающей отрасли.
Одним из путей решения проблемы является применение успешно развивающейся технологии детоксикации токсичных водных глинистых ОБР и буровых шламов с помощью гумино-минерального концентрата (ГМК) с последующей их утилизацией в качестве мелиоранта при рекультивации наружных земель.
В ОБР и БШ содержатся глинистые компоненты (бентонит и т.д.), тонкодисперсные и коллоидные частицы выбуренной породы, а также био-фильные элементы Са, К, Р, микроэлементы. Эти компоненты отходов бурения могут быть использованы для улучшения свойств и увеличения плодородия почв, что делает одним из перспективных методов утилизации использование отработанных буровых растворов и буровых шламов в качестве основы удобряющих компостов и мелиорантов, предназначенных для внесения в почву при рекультивации шламовых амбаров и территории буровых.
Однако, в составе отработанных буровых растворов и шламов содержится также компоненты, являющиеся токсикантами для окружающей среды. Характер негативного влияния отходов на объекты природной среды определяется, прежде всего, их загрязняющими свойствами, которые в значительной мере зависят от вида и природы химических реагентов, используемых для приготовления буровых растворов. В составе ОБР, БСВ, и БШ отмечается повышенное содержание сложных органических веществ (в том числе углеводородов нефти и нефтепродуктов, СПАВ и т.д.), легкорастворимых солей, а также ионов тяжелых металлов.
В результате смешивания отработанного бурового раствора с гумино-минеральным концентратом образуется гумино-минеральный мелиорат (ГММ) (ТУ 2189-001-54765226-01), при этом происходит значительное снижение или устранение токсичных свойств ОБР и БШ. Получаемый мелиорант используется для рекультивации нарушенных почв и земель.
Используемый для детоксикации отходов бурения гумино - минеральный концентрат содержит собственно гуминовую (органическую) и минеральную части. Они эффективно связывают тяжелые металлы, сорбируют углеводороды нефти и нефтепродуктов, позволяют снизить токсичность легкорастворимых солей, уменьшают щелочность отходов бурения, активируют деятельность активной микрофлоры, стимулируют рост и развитие растений. Высокая сорбционная способность и наличие различных функциональных групп в составе молекул гуминовых кислот, обеспечивающих возможность реакции с различными веществами, способствует эффективной детоксикации отработанных буровых растворов.
Гуминовые кислоты получают из доступного сырья - бурого угля в форме гуминовых концентратов, обладающих всеми свойствами почвенных гуминовых кислот и проявляющих большую химическую активность, так как их реакционно-способные центры не блокированы примесями различного рода.
Используемые для бурения полимерглинистые растворы по своим реологическим свойствам и составу подходят (после отделения выбуренного шлама на блоке очистки буровой установки) для использования в виде основы в композициях, закачиваемых в продуктивный пласт через нагнетательные скважины для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти вязко-упругими оторочками.
Проведенные лабораторные исследования (таблица 4.1) по двум видам растворов (биополимерному и полимерглинистому) показали, что при разбавлении буровых растворов водой в соотношении примерно 1 к 5, полученные смеси имеют реологические характеристики близкие к тем, что применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» для закачки в виде полимерных дисперсных составов, они содержат твердую составляющую в пределах 0.3-0.7 % (бенто-нитовая глина плотностью 2.6 г/см и мраморную пыль плотностью 2,67 г/см3), а также обладают свойствами вязко-упругих составов (пластическая вязкость 3 мПа-с, динамическая вязкость 5-19 дПа, СНС 5 дПа).
