Глоссарий по химическим добавкам и оборудованию для нефтяной и газовой промышленности

Металлический материал с контролируемой коррозионной активностью. Растворяется в пластовых флюидах или специальных жидкостях под воздействием температуры и давления. Применяется для изготовления временных скважинных элементов, исключая механическое извлечение
Портфолио растворимых изделий и оборудования Ойл Энерджи

Шаровой элемент из растворимого материала для посадки в седло при многостадийном ГРП. После завершения стадии растворяется, освобождая проходное сечение и не требуя дополнительных операций.
Продукт Ойл Энерджи: Растворимый шар

Посадочный элемент из растворимого сплава, фиксирующий давление при ГРП. Монтируется в муфту многостадийного заканчивания. Растворяется вместе с шаром в пластовой среде после выдержки

Конструкция пробки ОМАР оптимизирована для работы в условиях высоких перепадов давления при ГРП в горизонтальных стволах. Отличается расширенным диапазоном рабочих температур и повышенной надёжностью посадки
Продукт Ойл Энерджи: Пробка ОМАР

Растворимая пробка с ключевым профилем фиксации. Обеспечивает надёжную посадку при высоких перепадах давления. Конструкция «Спрут» исключает самопроизвольное смещение в процессе ГРП

Многосекционная конструкция растворимой пробки для применения в нестандартных конфигурациях обсадных колонн. Обеспечивает надёжную изоляцию при асимметричных нагрузках и сложных профилях скважины
Продукт Ойл Энерджи: Пробка МУРЕНА

Постоянный посадочный элемент повышенной прочности для финальной изоляции при заканчивании скважин. Применяется там, где не требуется последующее растворение, — обеспечивает долгосрочную механическую надёжность

Комплекс операций после бурения и обсадки скважины для перевода её в эксплуатационный режим: перфорация, цементирование хвостовика, установка пакеров, ГРП. Правильный выбор технологии определяет конечный дебит скважины

Технология разделения продуктивного пласта на изолированные интервалы (стадии), каждый из которых последовательно подвергается обработке ГРП. Преимущественно применяется в горизонтальных скважинах большой протяжённости

Количественный показатель деградации растворимого материала в заданной среде при определённой температуре. Измеряется в мм/ч. Ключевой параметр при расчёте конструкции изделий из растворимых сплавов

Секция обсадной колонны, спускаемая в нижнюю часть скважины и подвешиваемая на специальной подвеске к предыдущей колонне, не доходя до устья. Широко применяется при строительстве горизонтальных скважин

Предотвращение перетоков флюидов между пластами в скважине. Достигается цементированием обсадных колонн, установкой пакеров и применением пробок. Ключевое требование при строительстве безопасных скважин

Скважинное оборудование, создающее механическое уплотнение между НКТ и обсадной колонной. Применяется для разобщения пластов, защиты обсадки от давления ГРП и направленной обработки интервалов

Сплавы на основе магния с контролируемой скоростью растворения в водных растворах и скважинных флюидах; используются для временных конструкционных элементов

Восстановление внутреннего диаметра колонны удалением временных элементов; не требуется при применении растворимых пакер-пробок

Конструкции заканчивания с постоянным внутренним диаметром по всей длине, обеспечивающие беспрепятственный проход инструмента после растворения элементов

Разность давлений между трубным и затрубным пространством, определяющая нагрузки на герметизирующие элементы

Процесс разложения растворимого оборудования в скважинных флюидах без остаточных фрагментов, исключающий необходимость механического извлечения

Полуфабрикаты из магниевых или алюминиевых сплавов для изготовления методом механической обработки временных изделий, узлов и деталей внутрискважинного оборудования

Технология проектирования растворимых изделий с заданным временем эксплуатации до полного растворения

Технологическая пауза после цементирования для набора цементным камнем требуемой прочности

Добавка к цементному раствору, снижающая скорость фильтрации водной фазы в пласт под давлением. Предотвращает преждевременное загустевание и сохраняет реологические свойства
Продукт Ойл Энерджи: Понизители фильтрации ФЛОСС

Закачка цементного раствора в затрубное пространство между обсадными трубами и стенками скважины. Обеспечивает крепление колонны, разобщение горизонтов, защиту от флюидоперетоков и коррозии. Один из наиболее ответственных этапов строительства скважины

Добавка, увеличивающая время загустевания цементного раствора, особенно для обеспечения прокачиваемости в глубоких и высокотемпературных скважинах
Продукты Ойл Энерджи: Замедлитель ЛР и РИТОН-ФТ

Химическая добавка, подавляющая образование пены в цементном растворе при приготовлении и закачке. Пена нарушает реологические характеристики и снижает качество цементного камня

Добавка, снижающая вязкость и предел текучести цементного раствора. Улучшает реологию и технологичность суспензии без увеличения водоцементного отношения. Облегчает размещение цемента в затрубном пространстве
Продукт Ойл Энерджи: Дисперсант DPC

Технологическая жидкость, которая закачивается между буровым и цементным растворами. Выполняет три задачи: отмыв глинистой корки и пленки РУО, полное вытеснение бурового раствора, надёжный контакт цемента с обсадной колонной и высокий показатель АКЦ

Суспензия тампонажного цемента с водой и химическими добавками. Характеризуется водоцементным отношением (В/Ц), плотностью, реологией, временем загустевания и прочностью камня

Один из важнейших технологических параметров тампонажного раствора, определяющий период времени от момента затворения цемента водой до достижения критической консистенции 100 единиц Бердена (Bc), при которой раствор теряет прокачиваемость и не может быть перемещен насосами. Измеряется на консистометре высокого давления и температуры (HPHT-консистометр) в условиях, максимально приближенных к скважинным: циркуляционная температура, давление, режим нагрева. Должно превышать расчетное время цементирования (от начала затворения до окончания продавки) минимум в 1,5-2 раза для обеспечения запаса безопасности. Типичные значения: 2-4 часа для нормальных условий, 6-12 часов для высокотемпературных скважин с замедлителями. Критический параметр для предотвращения схватывания раствора в колонне или цементировочных линиях

Кольцевое пространство между наружной поверхностью обсадных труб и стенками скважины. Именно в затрубное пространство закачивается (размещается) цементный раствор при цементировании скважины

Вяжущее вещество для цементирования нефтяных и газовых скважин. Наиболее распространён в мировой практике. Регулируется API Spec 10A и ГОСТ Р 51983. Является основой для приготовления тампонажных растворов

Нежелательное движение пластовых флюидов сквозь цементный камень в период набора прочности. Предотвращается специальными добавками газоблокаторами и правильной рецептурой раствора

By Weight Of Cement (по массе цемента) - единица измерения дозировки добавок

Минеральные наполнители с высокой плотностью для увеличения плотности тампонажного раствора при цементировании скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), зон с интенсивным газопроявлением, а также глубоких высокотемпературных интервалов. Основные материалы: гематит (плотность 4,9-5,3 г/см³), барит (4,2-4,5 г/см³), ильменит (4,5-4,8 г/см³), магнетит. Позволяют увеличить плотность раствора до 2,2-2,4 г/см³ для создания необходимого противодавления на пласт и предотвращения выбросов

Специализированные материалы для ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах, отличающиеся от первичных цементов специфическими свойствами: способностью закачки в ограниченные объемы и трещины, высокой адгезией к старому цементу и металлу, совместимостью с пластовыми флюидами, возможностью применения при наличии движения жидкости. Классифицируются на отверждающиеся (на основе цементов, силикатов, эпоксидных и кремнийорганических смол), гелеобразующие (полимерные системы с регулируемым временем гелеобразования), комбинированные полимерцементные составы. Применяются для ликвидации межколонных перетоков, изоляции водопритока, ликвидации поглощений, восстановления герметичности цементного кольца, установки цементных мостов

Специальное разделительное устройство цилиндрической формы из резины, композитных материалов или растворимых сплавов, используемое для разделения несмешивающихся жидкостей при цементировании и продавки тампонажного раствора. Различают нижнюю пробку (разделяет промывочную жидкость и тампонажный раствор, имеет разрывную диафрагму для пропуска раствора после посадки в башмаке) и верхнюю продавочную пробку (идет за раствором, герметична, создает поршневой эффект при продавке). Современные растворимые пробки из магниевых сплавов полностью растворяются за 24-72 часа, устраняя необходимость их разбуривания и сохраняя полный проходной диаметр колонны

Ключевой проектный параметр тампонажного раствора, определяющий соотношение массы воды затворения к массе цемента. Типичные значения: 0,38-0,56 (38-56% воды от массы цемента). Напрямую влияет на все основные характеристики: плотность раствора (снижается при увеличении В/Ц), реологию (вязкость уменьшается), прочность камня (снижается при избытке воды), пористость и проницаемость (увеличиваются), водоотдачу. Оптимизация В/Ц - баланс между прокачиваемостью (требуется больше воды) и прочностью (нужно меньше воды). Использование диспергаторов и суперпластификаторов позволяет снизить В/Ц до 0,35-0,38 при сохранении текучести, получая высокопрочные малопроницаемые цементные камни плотностью до 2,1 г/см³

Материалы для снижения плотности тампонажного раствора при цементировании слабых пластов с низкими градиентами гидроразрыва, зон поглощения и аномально низкого пластового давления. Основные типы: бентонитовая глина (2-16% от массы цемента, создает стабилизированную систему), пуццоланы (вулканические материалы, 10-40%), диатомит (кремнистая осадочная порода), микросферы (полые стеклянные или керамические шарики), газообразующие добавки (для получения пенных цементов). Позволяют снизить плотность раствора с 1,9 г/см³ до 1,2-1,4 г/см³ и ниже при сохранении прочностных характеристик

Химические реагенты-модификаторы, сокращающие время начала схватывания и ускоряющие набор прочности цементным камнем при низких и нормальных температурах. Наиболее распространены хлористый кальций CaCl₂ (дозировка 2-4% от массы цемента, эффективен до 75°C), хлористый натрий NaCl (5-10%, также обеспечивает противоморозные свойства), силикат натрия (жидкое стекло), кальцинированная сода Na₂CO₃. Применяются при цементировании в условиях вечной мерзлоты, в холодное время года, а также когда требуется сократить период ОЗЦ для ускорения строительства скважины

Технология последовательного цементирования обсадной колонны в два этапа с использованием специальной ступенчатой муфты с цементировочными портами. На первой ступени цементируется нижняя часть колонны от башмака до муфты, после ОЗЦ через специальный инструмент открываются порты муфты и цементируется верхняя часть. Применяется при больших глубинах для предотвращения гидроразрыва слабых пластов, при необходимости использования различных типов тампонажных растворов для верхних и нижних интервалов, а также для экономии дорогостоящих специальных цементов

Многокомпонентная дисперсная система на основе жидкой фазы (вода, углеводороды, синтетические жидкости), твердых частиц (глины, утяжелители, наполнители) и химических реагентов-модификаторов, используемая для промывки скважины в процессе бурения. Выполняет критические функции: вынос выбуренной породы (шлама) на поверхность, охлаждение и смазка бурового инструмента, создание противодавления на пласт для предотвращения газонефтеводопроявлений, формирование непроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины, удержание шлама во взвешенном состоянии при остановках циркуляции, передача гидравлической энергии на забойный двигатель. Свойства раствора проектируются индивидуально под геологические условия каждого интервала скважины

Масса единицы объема раствора, измеряемая в г/см³, кг/м³ или фунтах на галлон (ppg), являющаяся основным параметром для контроля пластового давления и предотвращения осложнений. Диапазон плотности варьируется от 1,0-1,1 г/см³ для облегченных растворов при бурении слабых пород до 2,3-2,5 г/см³ для утяжеленных систем в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД). Плотность определяет гидростатическое давление столба раствора на пласт и рассчитывается из баланса между необходимым противодавлением для предотвращения притока и максимально допустимым давлением, не вызывающим гидроразрыв слабых пород. Регулируется добавлением утяжелителей (барита, гематита) для увеличения или облегчающих материалов (бентонита, полых микросфер) для снижения

Наиболее распространенный класс буровых растворов (более 80% мирового использования), в которых дисперсионной средой является вода (пресная, техническая, морская, минерализованная). Подразделяются на подтипы: пресные глинистые, ингибирующие (калиевые, кальциевые, полимерные), соленасыщенные, безглинистые полимерные, известковые. Преимущества: низкая стоимость, доступность компонентов, технологичность приготовления и управления свойствами, экологическая безопасность, совместимость с большинством геологических разрезов. Недостатки: ограниченная термостабильность (до 150-180°C), взаимодействие с реакционноспособными глинами (набухание, диспергирование), коррозионная активность к буровому оборудованию, ограничения применения в продуктивных интервалах из-за водочувствительности коллекторов

Системы, в которых дисперсионной средой служат углеводородные жидкости (дизельное топливо, минеральное масло, синтетические углеводороды), а вода присутствует в виде эмульгированной фазы. Представляют собой инвертные эмульсии типа "вода в масле" с содержанием водной фазы 5-40%. Применяются при бурении сложных интервалов: реактивных аргиллитов и глин, солевых отложений, высокотемпературных зон (до 230-260°C), продуктивных коллекторов с низким пластовым давлением, наклонно-направленных и горизонтальных участков. Преимущества: отличные смазочные свойства (снижение крутящего момента на 30-50%), термостабильность, ингибирование набухания глин, минимальное повреждение коллектора, низкая коррозионная активность. Недостатки: высокая стоимость (в 3-5 раз дороже WBM), экологические ограничения на утилизацию отработанного раствора и шлама, необходимость специального оборудования

Модифицированная целлюлоза с высокой степенью замещения карбоксиметильными группами, термостабильный аналог КМЦ для высокотемпературных скважин. Выпускается в вариантах низкой (PAC-LV) и высокой (PAC-HV) вязкости. Преимущества перед КМЦ: термостабильность до 150-180°C, устойчивость к солевой агрессии (работает в минерализованных и соленасыщенных растворах), совместимость с двухвалентными катионами (Ca²⁺, Mg²⁺), меньшая дозировка для достижения аналогичного эффекта. PAC-LV обеспечивает контроль фильтрации на уровне 3-5 см³/30 мин при концентрации 0,3-0,7%. PAC-HV дополнительно создает псевдопластичную реологию с высоким структурообразованием. Применяется в полимерных, ингибирующих, соленасыщенных системах. Расход: 2-8 кг/м³. Стоимость в 2-3 раза выше КМЦ, но эффективность оправдывает применение в сложных условиях
Продукт Ойл Энерджи: NERPAC

Безглинистые или малоглинистые системы на основе синтетических или биополимеров, обеспечивающих вязкость, структурообразование и контроль фильтрации без использования бентонита. Состав: вода + полимеры (ПАЦ, ксантан, гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ, полиакриламид) + утяжелитель (при необходимости) + вспомогательные реагенты. Преимущества: низкое содержание твердой фазы (менее 3-6% против 15-25% в глинистых), высокие скорости проходки (на 15-30% за счет меньшего дифференциального давления фильтрационной корки), минимальное повреждение коллектора (тонкая проницаемая корка), легкая регенерация механической очисткой, хорошая несущая способность при низкой вязкости. Применяются для бурения продуктивных интервалов, горизонтальных скважин, в условиях дефицита бентонита. Недостатки: более высокая стоимость полимеров, требовательность к системам очистки, чувствительность к загрязнениям

Биополимер микробиологического происхождения, продуцируемый бактерией Xanthomonas campestris, высокоэффективный вязкостеобразователь и суспендирующий агент. Обладает уникальной псевдопластичной реологией: высокая вязкость при низких скоростях сдвига (обеспечивает суспендирование шлама в статических условиях) и низкая вязкость при высоких скоростях (минимальные гидравлические потери при циркуляции). Эффективна в концентрациях 0,3-1,5 кг/м³ для всех типов водных растворов, включая соленасыщенные. Термостабильна до 120-150°C, устойчива к бактериальному разложению в присутствии биоцидов. Применяется в безглинистых и малоглинистых полимерных системах, солевых растворах для бурения солей и сильвинитов, растворах для горизонтального бурения
Продукт Ойл Энерджи: Ксантановый биополимер

Специализированные системы с содержанием солей хлорида натрия NaCl до насыщения (310-320 кг/м³, плотность раствора 1,18-1,20 г/см³) для бурения в соляных отложениях (каменная соль, сильвиниты, карналлиты) без их растворения и кавернообразования. В пресных и маломинерализованных растворах соли растворяются, увеличивая диаметр скважины в 2-3 раза, создавая риск обвалов и прихватов. Соленасыщенный раствор находится в равновесии с солью, предотвращая ее растворение. Компоненты: насыщенный рассол NaCl, бентонит или аттапульгит (обычный бентонит флокулирует в соли), специальные солестойкие полимеры (ПАЦ, крахмал модифицированный, ксантан), утяжелитель (барит при необходимости), смазка, пеногаситель. pH поддерживается на уровне 9-10

Высокощелочные системы на основе гашеной извести Ca(OH)₂ с pH 12-13 для бурения в сложных условиях: высокотемпературные интервалы (до 200-250°C), сероводородсодержащие пласты, зоны с углекислотной агрессией. Содержание извести 5-20 кг/м³ создает избыток ионов Ca²⁺ и OH⁻. Функции извести: флокуляция бентонита в прочную структуру (повышение транспортирующей способности), термостабилизация (кальциевые гидросиликаты стабильны при высоких температурах), нейтрализация кислых газов (CO₂, H₂S), снижение растворимости битума и органических соединений из сланцев. Дополнительно обрабатываются лигносульфонатами (разжижение, контроль фильтрации), смазкой, утяжелителем. Типы: известковый, гипсоизвестковый. Недостатки: повышенная плотность (не ниже 1,20-1,25 г/см³), ограничения экологии при утилизации. Применяются на глубоких геотермальных скважинах, месторождениях с H₂S

Осадок твердых частиц бурового раствора (глины, утяжелителя, кольматантов), формирующийся на стенках проницаемой горной породы в результате отжима жидкой фазы под действием перепада давления (гидростатическое давление столба раствора превышает пластовое). Качество корки определяет качество крепления скважины и сохранение коллекторских свойств пласта. Характеристики: толщина (оптимально 1-3 мм, измеряется на фильтр-прессе), плотность, проницаемость, прочность сцепления со стенкой, липкость (коэффициент трения с металлом). Тонкая, плотная, гладкая, непроницаемая, эластичная корка - признак качественного раствора. Толстая рыхлая корка вызывает сужение ствола, дифференциальный прихват бурильной колонны, затрудняет спуск обсадной колонны. Корка удаляется перед цементированием механическими скребками или химической промывкой растворами кислот или ПАВ

Комплекс параметров, характеризующих течение и деформацию раствора под действием напряжений сдвига, определяющих гидравлическую эффективность промывки скважины. Основные реологические параметры: пластическая вязкость ПВ (сопротивление течению, измеряется в сП или мПа·с, оптимально 10-30 сП), динамическое напряжение сдвига ДНС (усилие для начала течения, измеряется в Па или дПа, оптимально 5-15 дПа), статическое напряжение сдвига СНС (прочность структуры в покое после 1 и 10 минут, соотношение СНС₁/СНС₁₀ характеризует тиксотропию). Измеряются на ротационном вискозиметре при скоростях вращения 600 и 300 об/мин. Оптимальная реология обеспечивает: эффективный вынос шлама при минимальных гидравлических потерях, суспендирование частиц при остановках циркуляции, предотвращение седиментации барита, передачу мощности на забойный двигатель. Регулируется изменением концентрации бентонита, полимеров, разжижителей

Фрагменты разрушенной породы, образующиеся при работе долота. Выносятся на поверхность буровым раствором. Анализ шлама позволяет контролировать литологию и уточнять положение кровли/подошвы продуктивных пластов

Масса единицы объёма бурового раствора, г/см³. Определяет создаваемое гидростатическое противодавление на пласт. Подбирается по градиентам пластового давления и давления гидроразрыва для каждого интервала бурения

Синтетический анионный полимер, получаемый сополимеризацией акриловой или метакриловой кислоты с другими мономерами (акриламид, акрилонитрил, винилацетат), разработанный для использования в буровых растворах в условиях высоких температур и солености. Выпускается в виде натриевых или аммонийных солей в жидкой или порошкообразной форме. Функции: эффективный разжижитель и диспергатор утяжеленных растворов (снижает вязкость при высоком содержании барита), понизитель фильтрации (создает плотную непроницаемую корку), термостабилизатор (сохраняет свойства при температурах до 180-230°C), ингибитор (подавляет набухание глин). Дозировка 0,3-2,0% от объема раствора. Устойчив к загрязнению минерализованными пластовыми водами, цементом, двухвалентными катионами. Применяется в глубоких высокотемпературных скважинах, соленасыщенных и известковых системах

Технология бурения скважин с заданным отклонением ствола от вертикали для достижения целевого пластового объекта, расположенного в стороне от точки заложения устья. Включает наклонно-направленные скважины (с углом отклонения до 60-80°), горизонтальные (угол 85-90° на протяжении сотен метров в продуктивном пласте), многозабойные (несколько стволов из одного ствола). Применяется для: освоения месторождений с недоступной поверхностью (акватории, горы, населенные пункты), кустового бурения (до 20-40 скважин с одной площадки), увеличения контакта с пластом, обхода осложненных зон. Управление траекторией осуществляется специальными компоновками низа бурильной колонны (КНБК) с отклонителями и забойными двигателями. Контроль положения ствола ведется системами инклинометрии и телеметрии (MWD/LWD). Горизонтальный участок может достигать 3000-8000 метров, что увеличивает продуктивность в 3-8 раз по сравнению с вертикальной скважиной

Колонна стальных труб, соединяющая наземное буровое оборудование с забойным инструментом и передающая вращение, осевую нагрузку, промывочную жидкость на забой. Состоит из секций: ведущая труба (квадратная или шестигранная Kelly или верхний привод Top Drive), бурильные трубы (легкие трубы диаметром 73-168 мм, длиной 9-13,5 м каждая, составляющие основную длину колонны), утяжеленные бурильные трубы УБТ (толстостенные трубы диаметром 120-228 мм для создания осевой нагрузки на долото и центрирования компоновки), компоновка низа бурильной колонны КНБК (включает забойный двигатель, калибраторы, стабилизаторы, переводники). Колонна работает в условиях растягивающих и сжимающих напряжений, крутящего момента, вибраций, абразивного износа, коррозии. Периодически поднимается для замены изношенного долота (спускоподъемные операции, СПО). Масса колонны для скважины 5000 м составляет 80-150 тонн

Современные буровые системы третьего поколения на водной основе, сочетающие высокую технологичность растворов на углеводородной основе (OBM) с экологической безопасностью и экономичностью водных систем. Представляют собой переформулированные полимерные составы с применением специальных модифицированных жирных кислот, синтетических полимеров-инкапсуляторов сланцев, наноматериалов и мультифункциональных добавок. Отличительные характеристики: увеличение скорости проходки на 20-40% за счет снижения крутящего момента и оптимизации гидравлики, улучшенные смазывающие свойства (коэффициент трения снижается до уровня OBM - 0,08-0,12), превосходная очистка ствола скважины, исключительная стабильность свойств при загрязнении пластовыми флюидами и шламом, максимальное ингибирование неустойчивых сланцев (предотвращение набухания, диспергирования, обвалов), термостабильность до 180-200°C. Применяются для бурения сложных наклонно-направленных и горизонтальных скважин с протяженными стволами в реакционноспособных глинистых породах как альтернатива дорогостоящим OBM с экологическими ограничениями

Продукты компании Ойл Энерджи: Эластокор и Асоплекс для создания высокоингибированной системы бурового раствора

Реологический параметр, характеризующий силы электрохимического взаимодействия между частицами бурового раствора и сопротивление разрыву структурных связей при начале течения. Измеряется в паскалях (Па) или декапаскалях (дПа) и рассчитывается по формуле: ДНС = θ₃₀₀ - ПВ, где θ₃₀₀ — показание вискозиметра при 300 об/мин. Оптимальные значения: 5-15 дПа для большинства растворов. ДНС определяет транспортирующую и суспендирующую способность раствора: высокое ДНС обеспечивает эффективный вынос шлама из скважины даже при низких скоростях циркуляции, удержание частиц барита во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве. Соотношение ДНС/ПВ характеризует качество раствора: оптимально 0,5-1,5; при ДНС/ПВ < 0,5 раствор недостаточно структурирован (плохая очистка, седиментация барита), при ДНС/ПВ > 2,0 — чрезмерно флокулированный (высокие гидравлические потери, возможны поглощения). Повышается добавлением бентонита, полимеров-загустителей; снижается разжижителями, удалением тонкодисперсной твердой фазы

Реологический параметр бурового раствора, характеризующий сопротивление течению, обусловленное механическим трением между твердыми частицами (глины, барита, шлама), их формой, размером, концентрацией. Измеряется в сантипуазах (сП) или миллипаскаль-секундах (мПа·с) и рассчитывается по модели Бингама-Шведова из показаний ротационного вискозиметра: ПВ = θ₆₀₀ - θ₃₀₀, где θ₆₀₀ и θ₃₀₀ - показания при скоростях вращения 600 и 300 об/мин соответственно. Типичные значения: 10-25 сП для обычных растворов, 30-60 сП для утяжеленных (плотность более 1,8 г/см³), 5-15 сП для низкотвердофазных полимерных систем. Повышенная ПВ увеличивает гидравлические потери давления при циркуляции (пропорционально ПВ), снижает скорость проходки за счет худшей очистки забоя, затрудняет сепарацию шлама на системах очистки. Снижается удалением избыточной твердой фазы на центрифугах и гидроциклонах, разбавлением раствора, применением диспергаторов-разжижителей (лигносульфонаты, танины снижают ПВ на 20-40% без изменения содержания твердой фазы)

Твердые сферические частицы диаметром 10-400 мкм из стекла, полимерных материалов или керамики, применяемые как механическая смазочная добавка в буровых растворах для снижения коэффициента трения между бурильной колонной и стенками скважины по принципу шарикоподшипников
Продукт Ойл Энерджи: DRILL BEADS

Наиболее распространенная технология многостадийного ГРП в обсаженных горизонтальных скважинах, основанная на последовательной изоляции обработанных интервалов мостовыми пробками и перфорации следующего интервала. Последовательность операций от забоя к устью: спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах (НКТ) или кабеле, перфорация обсадной колонны в интервале первой (забойной) стадии (4-8 отверстий на погонный метр, кластеры перфорации по 0,3-1,0 м с интервалом 10-30 м), подъем перфоратора, закачка жидкости разрыва с проппантом для создания трещины, спуск мостовой пробки (композитной или растворимой) выше обработанного интервала, посадка пробки с изоляцией нижележащей стадии, перфорация следующего (вышележащего) интервала, повтор цикла ГРП. Количество стадий: 10-60. Преимущества: точный контроль размещения перфорации и трещин, возможность обработки в любой геологии, независимость стадий. Недостатки: время на спускоподъемные операции (СПО) 1-3 часа на стадию, необходимость разбуривания композитных пробок после ГРП фрезой или использование дорогих растворимых пробок, риск застревания инструмента

Технология интенсификации притока углеводородов, заключающаяся в последовательном создании множественных искусственных трещин на разных участках горизонтального ствола скважины путем закачки жидкости разрыва под высоким давлением. В отличие от одностадийного ГРП, где создается одна трещина, МГРП предполагает проведение от 5-10 до 40-60 стадий разрыва вдоль горизонтального участка длиной 500-3000 метров с интервалом между стадиями 30-100 метров. Каждая стадия представляет собой отдельную операцию гидроразрыва с формированием трещины, перпендикулярной стволу скважины, что многократно увеличивает площадь дренирования пласта и контакт с продуктивным коллектором. Технология критична для разработки низкопроницаемых (менее 1-10 мД), плотных, сланцевых коллекторов, трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ), баженовской свиты, доманиковых отложений. Применение МГРП увеличивает начальный дебит скважины в 5-15 раз, повышает коэффициент извлечения нефти (КИН) на 10-25%, обеспечивает экономическую рентабельность разработки нетрадиционных месторождений

Специальные элементы хвостовика заканчивания с перфорационными портами (отверстиями), устанавливаемые на проектных глубинах для многостадийного ГРП без перфорации обсадной колонны. Муфты встраиваются в хвостовик при сборке на поверхности с интервалом между муфтами 30-100 метров (по числу планируемых стадий). Порты изначально закрыты разрывными дисками, клапанами или заглушками. Активация муфт (открытие портов) осуществляется различными способами: шарами калиброванного диаметра (Ball-Activated Sleeves — шар садится в седло определенного диаметра, создаваемое давление разрывает диск, открывая порты для ГРП данного интервала; следующая муфта имеет седло большего диаметра под шар большего размера), радиочастотными метками RFID (беспроводная активация с поверхности), гидравлическими импульсами, механическими дротиками уникального профиля (селективная активация без увеличения диаметра шаров). Между муфтами устанавливаются пакеры для изоляции интервалов. Преимущества: исключение СПО на перфорацию (экономия 50-70% времени), возможность непрерывного ГРП всех стадий за одну операцию, снижение рисков застревания инструмента. Недостатки: ограничение на количество стадий диапазоном диаметров шаров (обычно до 12-18 стадий), необходимость разбуривания шаров или применение растворимых шаров/пробок

Мостовые изолирующие пробки, изготовленные из растворимых материалов (магниевые или алюминиевые сплавы, растворимые композиты), которые после завершения МГРП полностью растворяются в скважинных флюидах или специальных растворах в течение 24-72 часов или нескольких недель, устраняя необходимость их механического разбуривания. Конструкция аналогична композитным пробкам: якорные элементы (зубья/пластины для фиксации в обсадной колонне), уплотнительный элемент (резиновые или полимерные манжеты для герметизации), центральный корпус из растворимого сплава. После растворения остается полностью свободный проходной диаметр колонны для последующей эксплуатации и вмешательств. Скорость растворения регулируется составом сплава и подбирается под конкретные условия скважины (температура, минерализация флюидов, pH). Преимущества: экономия времени и средств на операции разбуривания (1-3 суток на скважину с 20-40 стадиями), исключение рисков при фрезеровании (поломка инструмента, оставление обломков), сохранение целостности обсадной колонны, возможность немедленного освоения скважины
Продукт Ойл Энерджи: растворимые изделия для заканчивания

Отдельный цикл операций многостадийного гидроразрыва, включающий изоляцию предыдущего интервала, перфорацию или активацию портов текущего интервала, закачку жидкости разрыва и проппанта, создание трещины. Каждая стадия МГРП формирует одну или несколько трещин (при нескольких перфорационных кластерах в стадии) в заданном интервале горизонтального ствола. Протяженность интервала стадии: 30-100 метров. Объем жидкости разрыва на стадию: 50-300 м³ (в зависимости от проницаемости пласта, планируемой длины трещины, количества кластеров). Масса проппанта на стадию: 10-80 тонн. Время выполнения стадии в технологии Plug & Perf: 3-8 часов (включая СПО для перфорации, установки пробки, собственно закачку), в технологии с муфтами: 1-3 часа (только закачка). Количество стадий в скважине определяется длиной горизонтального участка и интервалом между стадиями: типично 10-30 стадий, на длинных стволах США в сланцах Баккен, Игл Форд, Пермский бассейн — до 40-60 стадий. Последовательность стадий: от забоя к устью (носок к пятке горизонтального ствола)

Полимерная добавка к жидкости разрыва для увеличения ее вязкости с целью транспортировки проппанта в трещину без оседания и создания широкой трещины. Наиболее распространенные загустители: гуаровая камедь (природный полисахарид из бобов гуара, концентрация 2,4-4,8 кг/м³ создает вязкость 50-200 сП), гидроксипропилгуар ГПГ (модифицированный гуар с улучшенной растворимостью и термостабильностью), карбоксиметилгуар, синтетические полимеры (полиакриламиды, ксантановая камедь). Механизм: длинные полимерные цепи в водном растворе образуют пространственную сетку, повышающую сопротивление течению. Для дополнительного увеличения вязкости применяется сшивка — образование поперечных химических связей между полимерными цепями с помощью сшивающих агентов (бораты, титанаты, цирконаты), что увеличивает вязкость в 10-100 раз (до 500-5000 сП). Сшитые гели обеспечивают транспорт проппанта даже при низких скоростях закачки

Химический реагент для создания поперечных связей между молекулами полимера-загустителя, превращающий линейный гель в сшитый гель с многократно увеличенной вязкостью и эластичностью. Типы сшивателей по элементу: бораты (борная кислота, бура - для pH >9, температур до 90-120°C, легко обратимы), титанаты (органические комплексы титана Ti⁴⁺ — для температур до 150°C), цирконаты (комплексы циркония Zr⁴⁺ — высокотемпературные системы до 200°C, наиболее термостабильные). Механизм: ионы металла образуют координационные связи с гидроксильными группами соседних полимерных цепей гуара, создавая трехмерную сетчатую структуру. Концентрация сшивателя: 0,5-5,0 л/м³ жидкости разрыва. Время сшивки регулируется задержкой активации для обеспечения прокачиваемости: линейный гель закачивается в скважину, сшивка происходит в пласте при повышенной температуре или через заданное время после смешивания с активатором. Сшитые гели критичны для транспорта проппанта в протяженные трещины (>200 м) и проведения ГРП в высокотемпературных пластах

Химический агент, добавляемый в жидкость разрыва для разрушения полимерной структуры загустителя после завершения ГРП с целью снижения остаточной вязкости, восстановления проницаемости проппантной пачки и возврата жидкости из трещины в скважину. Типы деструкторов: окислители (персульфат аммония, пероксиды - разрывают полимерные цепи окислительно-восстановительными реакциями, активируются при повышенной температуре или через заданное время), ферментные (энзимы - биологически эффективны при температурах 40-90°C), кислотные (снижают pH, разрушая бораты в боратно-сшитых гелях). Концентрация: 0,1-1,0 кг/м³. Деструкция должна происходить с контролируемой задержкой: преждевременная деструкция ведет к преждевременному осаждению проппанта, поздняя - к длительному блокированию проницаемости остаточным полимером. Эффективный деструктор снижает вязкость с 500-5000 сП до 1-5 сП за 2-8 часов при пластовой температуре, обеспечивая возврат 40-70% закачанной жидкости (flowback) в первые дни после ГРП

Химический реагент для предотвращения набухания, миграции и диспергирования глинистых минералов (монтмориллонита, каолинита, иллита) в породе пласта при контакте с водной жидкостью разрыва, что может вызвать снижение проницаемости коллектора на 50-90%. Типы стабилизаторов: хлорид калия KCl (катионный обмен K⁺ замещает Na⁺, снижая набухание), четвертичные аммониевые соединения (катионные ПАВ адсорбируются на отрицательно заряженных глинах, гидрофобизируя их), полимерные катионные стабилизаторы (PHPA с катионными группами обволакивает частицы глины). Концентрация: KCl 1-3% от массы воды, органических стабилизаторов 0,1-0,5%. Применяются в жидкостях разрыва для пластов с высоким содержанием реакционноспособных глин (>5-10%), особенно при использовании slickwater технологии. Лабораторное тестирование на керновом материале определяет критичность стабилизации глин и оптимальную концентрацию реагента для конкретного месторождения

Антибактериальная добавка к водной жидкости разрыва для подавления роста сульфатредуцирующих и других бактерий, способных: разлагать полимер-загуститель (приводя к потере вязкости во время операции), генерировать сероводород H₂S (токсичный, коррозионно-агрессивный газ), образовывать биопленки (снижающие проницаемость). Концентрация: 50-500 ppm (0,005-0,05%). Типы биоцидов: окислители (гипохлорит натрия, диоксид хлора - быстродействующие, но менее стабильные), четвертичные аммониевые соединения (широкий спектр действия, стабильные), глутаральдегид (эффективен против сульфатредуцирующих бактерий), изотиазолиноны (низкие концентрации, высокая эффективность). Применение биоцидов обязательно при использовании непиевой воды (из водоемов, возвратной воды флоубэка), содержащей микроорганизмы, особенно в сочетании с биоразлагаемыми полимерами (гуар, крахмал). Неконтролируемый бактериальный рост может вызвать преждевременную деструкцию геля, аварийное снижение вязкости и провал операции ГРП с потерей проппанта (осаждение на забой)

Способность созданной трещины пропускать флюид, количественно характеризуемая произведением ширины трещины на проницаемость проппантной пачки: kfw (мД·м или мД·фут). Определяет эффективность трещины как высокопроводящего канала для притока нефти/газа к скважине. Целевые значения проводимости: 5000-50000 мД·фут (0,4-4 мД·м) в зависимости от проницаемости пласта. Факторы, влияющие на проводимость: тип и прочность проппанта (разрушение зерен под давлением смыкания снижает проводимость на 30-80%), эффективная концентрация проппанта в трещине (0,5-2,5 кг/м²), остаточный полимер и другие повреждающие факторы (недостаточная деструкция геля может блокировать 50-90% проницаемости), прочность породы (внедрение проппанта в мягкие породы снижает эффективную ширину трещины). Безразмерная проводимость трещины (Dimensionless Fracture Conductivity, FCD) = kfw/(kxf), где k — проницаемость пласта, xf — полудлина трещины, показывает соотношение сопротивлений потоку в пласте и трещине. Оптимум FCD > 1-10 для максимального прироста дебита. Лабораторные тесты на проводимость проводятся на API-ячейках при условиях пластовых напряжений и температуры для оценки долговременной проводимости различных проппантов и дизайнов ГРП

Способность цементного кольца выдерживать знакопеременные нагрузки при повторных операциях ГРП без растрескивания и потери целостности. Обеспечивается применением эластификатора ЭЛАСТ-М производства Ойл Энерджи

Статическая температура на забое в термодинамическом равновесии с горной породой. Критический параметр при подборе добавок к цементному раствору и жидкостям ГРП. В глубоких скважинах BHST превышает 200°С

Инженерный расчёт операции ГРП: выбор жидкости и проппанта, объёма закачки, темпа нагнетания, расположения кластеров, прогноз геометрии трещины и ожидаемого технологического эффекта

Расклинивающий агент (кварцевый песок, керамика, боксит), закачиваемый с жидкостью ГРП для удержания трещины в раскрытом состоянии. Прочность, сфероидность и проводимость проппанта определяют долгосрочную эффективность ГРП

Минимальное давление нагнетания, при котором происходит раскрытие трещины в пласте. Определяется механическими свойствами пород и минимальным горизонтальным напряжением. Ключевой параметр проектирования ГРП

ГРП с закачкой кислоты (соляная, уксусная, эмульсионная) вместо проппанта. Кислота создаёт неравномерные канавки (etching) на поверхности трещины, остающиеся проводящими. Применяется в карбонатных коллекторах

Отношение извлечённых запасов нефти к геологическим запасам. Применение ГРП существенно повышает КИН в низкопроницаемых коллекторах, делая рентабельной добычу из ранее нерентабельных залежей

Паспорт безопасности химического продукта (MSDS / SDS) - официальный документ, содержащий сведения о составе, опасных свойствах, мерах индивидуальной и коллективной защиты, требованиях к хранению, транспортированию и утилизации реагента. Наличие актуальных паспортов безопасности на все химические добавки обязательно в соответствии с требованиями промышленной и экологической безопасности и внутренних регламентов заказчика; паспорта безопасности на реагенты производства Ойл Энерджи предоставляются вместе с лабораторным образцом, промышленной партией или отдельно по запрос

Нормативный документ производителя, устанавливающий требования к конкретной химической продукции: наименование по ИЮПАК, физико-химические показатели (чистота ≥95-99,9%, плотность, вязкость, pH), допустимые примеси, методы испытаний, правила приемки, маркировка, упаковка, транспортировка, хранение, гарантийный срок

Международные стандарты нефтегазовой отрасли: API Spec 10A и ISO 10426 - цементирование; API 13A и 13B - буровые растворы. Соответствие API/ISO подтверждает международный уровень качества продукции

Документ, подтверждающий соответствие продукции техническим регламентам, ГОСТ или ТУ. Выдаётся аккредитованными органами. Обязателен при поставке реагентов для российских нефтегазовых компаний

Документ производителя на конкретную партию продукции с результатами заводских испытаний. Содержит: номер партии/лота, дату производства, фактические значения контролируемых параметров, соответствие ТУ/ГОСТ, подпись уполномоченного лица, печать. Предоставляется покупателю вместе с отгружаемой партией товара

Период времени от даты производства, в течение которого продукция сохраняет свойства при соблюдении условий хранения. Устанавливается производителем на основе испытаний стабильности. Указывается в ТУ и на маркировке. После истечения - повторный контроль и продление или утилизация

Информационное обозначение на упаковке химической продукции согласно ГОСТ 19433-88 и ДОПОГ. Элементы: знак опасности (ромбовидная наклейка с пиктограммой - пламя для ЛВЖ, череп для токсичных, коррозия для кислот/щелочей), класс опасности (1-9), номер ООН UN (четырехзначный, например UN 1789 для соляной кислоты), транспортное наименование, манипуляционные знаки («Верх», «Беречь от влаги», «Огнеопасно»)

Категория опасности для человека по степени токсичности согласно ГОСТ 12.1.007 и СанПиН 1.2.3685-21. Классы: I чрезвычайно опасные (ЛД₅₀ <15 мг/кг - цианиды, ртуть), II высокоопасные (15-150 мг/кг - хлор, формальдегид, биоциды), III умеренно опасные (150-5000 мг/кг - кислоты, щелочи, большинство ПАВ), IV малопасные (>5000 мг/кг - сода, поваренная соль). Определяет требования к СИЗ, хранению, ПДК, медосмотрам

Организационная структура, процедуры и ресурсы для обеспечения качества испытаний согласно ГОСТ ИСО/МЭК 17025 и ISO 9001. Элементы: руководство по качеству, документированные процедуры (управление документацией, записями, несоответствиями, корректирующие действия), рабочие инструкции, контроль качества, обучение персонала, внутренние аудиты (ежегодно), анализ со стороны руководства

Группа органических соединений с ковалентной связью углерод-хлор (C-Cl) и температурой кипения ниже 204°C. Общая формула RCl, где R - углеводородный радикал. Примеры: тетрахлорметан CCl₄, дихлорэтилен C₂H₂Cl₂, трихлорэтан C₂H₃Cl₃, бензилхлорид C₇H₇Cl. Источники в нефтепромысловой практике: деструкция четвертичных аммониевых солей (ЧАС) в биоцидах и ингибиторах коррозии, загрязнение реагентов при производстве. Нормативы: по ГОСТ Р 51858-2020 и ТР ЕАЭС 045/2017 содержание в товарной нефти ≤6 ppm (млн⁻¹). Опасность: высокая коррозионная активность (разрушение оборудования НПЗ), дезактивация катализаторов крекинга и риформинга, экологическая токсичность

Органические соединения, содержащие один или несколько атомов хлора, связанных с углеродом. Классификация: летучие ЛХОС (т.кип. <204°C) и нелетучие высококипящие (т.кип. >204°C, концентрируются в асфальтенах и тяжелых фракциях). Хорошо растворимы в органических растворителях, маслах, жирах. Попадают в нефть из химических реагентов (деэмульгаторы, ингибиторы, биоциды на основе ЧАС), промывочных жидкостей, загрязнений при добыче и транспортировке. Контроль содержания органически связанного хлора - обязательное требование при сдаче товарной нефти

Катионные ПАВ с формулой [NR₄]⁺Cl⁻, где R - углеводородные радикалы (алкильные, бензильные). Типичный представитель: алкилдиметилбензиламмоний хлорид (АДБАХ). Применение в нефтедобыче: биоциды (подавление сульфатредуцирующих бактерий), ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, стабилизаторы глин в буровых растворах благодаря бактерицидным, ингибирующим и эмульгирующим свойствам. Проблема: термическая деструкция ЧАС с бензильным радикалом при температурах >80-120°C приводит к образованию вторичного ЛХОС - бензилхлорида C₇H₇Cl. ЧАС сами не являются ЛХОС (нет связи C-Cl, хлор в ионной форме Cl⁻), но при разложении переходят хлор из ионной формы в ковалентную, генерируя ЛХОС