Компания
Научно-производственное предприятие «БУРИНТЕХ» основано в 1999 году и в настоящее время является крупнейшим разработчиком и производителем конкурентоспособного в мире инструмента для бурения и ремонта нефтяных, газовых и горнорудных скважин.
НПП «БУРИНТЕХ» предоставляет широкий спектр нефтесервисных услуг, как в комплексе, так и по отдельности.
На предприятии разработана, внедрена и успешно работает Интегрированная cистема менеджмента качества, сертифицированная на соответствие с требованиями ГОСТ Р ИСО 9001-2008 (ISO 9001:2008),
В разделе представлены новости компании.
Мы всегда рады видеть в нашем коллективе людей, способных решать нестандартные задачи, управлять изменениями и достигать результатов.
В данном разделе Вы можете оставить свое резюме на рассмотрение. Мы ценим такие качества как инициативность, обучаемость, стремление к профессиональному развитию и ориентированность на результат.
Официальные отзывы компаний-заказчиков о работе нашего инструмента и качестве сервисных услуг.
Достигнутые рекордные показатели при использовании нашей продукции.
Наши статьи опубликованные в различных журналах и газетах.
Узнайте больше о продукции и услугах компании.
Классификация шарошечных, PDC, алмазных долота и бурильных головок по коду IADC.
Политика в области безопасности труда, экологическая политика, антиалкогольная и антинаркотическая политика.
В разделе представлены стандарты предприятия управления безопасностью труда.
Рациональное природопользование
Руководство предприятия уделяет особое внимание экологическому аспекту производства, выступает за рациональное использование природных ресурсов.
Основной принцип контроля за обеспечением безопасности труда - это регулярные проверки, проводимые руководителями разных уровней управления производством по определенной схеме.
Патенты, принадлежащие ООО НПП «БУРИНТЕХ» и подтверждающие уникальность наших разработок и технологий.
Контакты компании
НПП «БУРИНТЕХ» - это функционирующая в нефтегазодобывающем секторе и горнорудной промышленности Российской Федерации, странах СНГ, Ближнего Востока и Африки, объединяющая в своей структуре научно-исследовательские, проектно-конструкторские и производственные мощности, сосредоточенные в г.Уфа, 9 обособленных подразделений на территории 6 субъектов Российской Федерации и странах СНГ.
Карьера в компании
Мы всегда рады видеть в нашем коллективе людей, способных решать нестандартные задачи, управлять изменениями и достигать результатов.
В данном разделе Вы можете оставить свое резюме на рассмотрение. Мы ценим такие качества как инициативность, обучаемость, стремление к профессиональному развитию и ориентированность на результат.
Каталоги и брошюры
«НПП «БУРИНТЕХ» оказывает услуги по сервисному сопровождению буровых растворов с ноября 2005 года. На сегодняшний день с помощью специалистов Службы буровых растворов предприятия пробурено более 1000 скважин (в т.ч. >400 боковых стволов и >300 с горизонтальным окончанием) на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Томской, Оренбургской и Самарской областей, Республик Башкортостан и Татарстан в различных горно-геологических условиях, категорий сложности и конструкций. Нашими партнерами и заказчиками являются крупнейшие нефтегазодобывающие и буровые компании.
Каждый объект сервиса обеспечивается современным жилым вагон-домом и размещенной в нем полевой лабораторией в соответствии со всеми требованиями и нормами. Квалифицированными инженерами по буровым растворам производится замер параметров и свойств промывочных жидкостей по стандартам API на оборудовании фирмы «OFITE».
Инженерами используется специально разработанное программное обеспечение:
«Гидравлик БИТ» - программа, предназначенная для расчета и проектирования гидравлических параметров бурения.
«FD-Protection» - программа подбора фракционного состава кольматанта, в которой применяется новая методология подбора фракционного состава кольматанта по критериям Викерса, включающим в себя как теорию Абрамса, так и Кауффера (теория идеальной упаковки), и подразумевающим более точный подбор фракций для крупных, средних, мелких и промежуточных размеров пор в пласте.
Круглосуточное оперативное управление проектами сервисного сопровождения буровых растворов осуществляется через региональные представительства в гг.Нефтеюганск, Нижневартовск, Ноябрьск, Губкинский, Новый Уренгой, Оренбург, Бузулук. Центральная испытательная лаборатория буровых растворов (г.Уфа) и Региональная лаборатория (г.Нефтеюганск) оказывают техническую поддержку объектам сервиса.
Сервис буровых растворов НПП «БУРИНТЕХ» предлагает свои решения для бурения и заканчивания глубоких и сверхглубоких скважин, боковых стволов в сложных горно-геологических условиях в виде собственных систем буровых растворов и технологических жидкостей:
«СКИФ» - специализированная промывочная жидкость с оптимальными эксплуатационными свойствами для бурения в истощенных песчаниках, в водочувствительных породах, где велика вероятность дифференциального прихвата, при бурении стволов с большим отклонением.
Бурение скважин с большими отходами от вертикали, продолжительных интервалов неустойчивых и водочувствительных пород, вскрытие продуктивных пластов.
Плотность, г/см3 |
1,06…1,10 |
Условная вязкость, с |
35…55 |
ПФ, мл/30 мин |
6…9 |
Пластическая вязкость, сПз |
≥22 |
ДНС, фунт/100 фут2 |
15…30 |
СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2 |
4-12/6-20 |
рН |
8…9 |
МВТ, кг/м3 |
≥40 |
Содержание твердой фазы, % |
≥8 |
Общая жесткость, мг/л |
≥200 |
Содержание хлоридов Сl-, мг/л |
1,0…30,0 |
Системы «СКИФ» и «СКИФ+» обеспечивают качественную очистку скважины от выбуренной породы и устойчивость стенок скважины.
Нелинейность реологических свойств систем «СКИФ» и «СКИФ+» обусловливается применением в составе биополимера ксантанового ряда. При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и создает низкие сопротивления течению при увеличении скорости сдвига.
Способность систем приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.
Системы «СКИФ» и «СКИФ+» успешно применяются на месторождениях Западной Сибири - пробурено более 150 скважин в различных геологических условиях.
Тип раствора / образец керна |
Lфильтр, мм |
Ротрыва, psi/атм |
βост, % |
«СКИФ» / kабс = 17 мД |
248 |
204/14 |
85,9 |
«СКИФ+» / kабс = 15,8 мД |
242 |
258/17,8 |
71,2 |
Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
«СКИФ+» - система комплексная инкапсулирующая формиатная, предназначенная для бурения наклонно-направленных и пологих скважин в условиях неустойчивых пород и набухающих глинистых сланцев.
Бурение скважин в сильно набухающих глинистых сланцах, вскрытие продуктивного пласта в скважинах, предполагающих в дальнейшем освоение посредством гидроразрыва пласта.
Плотность, г/см3 |
1,06…1,10 |
Условная вязкость, с |
35…45 |
ПФ, мл/30 мин |
6…9 |
Пластическая вязкость, сПз |
10…20 |
ДНС, фунт/100 фут2 |
5…25 |
СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2 |
3-10/5-20 |
рН |
8…9 |
МВТ, кг/м3 |
≥40 |
Содержание твердой фазы, % |
≥8 |
Общая жесткость, мг/л |
≥200 |
Содержание хлоридов Сl-, мг/л |
≥1500 |
Системы «СКИФ» и «СКИФ+» обеспечивают качественную очистку скважины от выбуренной породы и устойчивость стенок скважины.
Нелинейность реологических свойств систем «СКИФ» и «СКИФ+» обусловливается применением в составе биополимера ксантанового ряда. При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и создает низкие сопротивления течению при увеличении скорости сдвига.
Способность систем приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.
Системы «СКИФ» и «СКИФ+» успешно применяются на месторождениях Западной Сибири - пробурено более 150 скважин в различных геологических условиях.
Тип раствора / образец керна |
Lфильтр, мм |
Ротрыва, psi/атм |
βост, % |
«СКИФ» / kабс = 17 мД |
248 |
204/14 |
85,9 |
«СКИФ+» / kабс = 15,8 мД |
242 |
258/17,8 |
71,2 |
Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
«ПОЛИКАРБ БИО» - безглинистая промывочная жидкость для первичного вскрытия продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков.
Вскрытие продуктивных пластов со средней и высокой проницаемостью с целью сохранения их физико-химических характеристик.
Плотность, г/см3 |
1,06…1,10 |
Условная вязкость, с |
45…65 |
ПФ, мл/30 мин |
≥6 |
HPHT, мл/30 мин |
≥12 |
Пластическая вязкость, сПз |
≥15 |
ДНС, фунт/100 фут2 |
15…35 |
СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2 |
5-10/8-20 |
рН |
8…9,5 |
МВТ, кг/м3 |
≥30 |
Содержание твердой фазы, % |
≥6 |
Общая жесткость, мг/л |
≥200 |
Тип раствора / образец керна |
Lфильтр, мм |
βост, % |
«ПОЛИКАРБ БИО» (4% KCl) / kабс = 41,15 мД |
205 |
91,2 |
«ПОЛИКАРБ БИО» (3% NaCO2H) / kабс = 41,18 мД |
220 |
91,9 |
Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
«ЭМУЛЬКАРБ» - семейство инвертно-эмульсионных буровых растворов, сохраняющих проницаемость продуктивных пластов.
Система |
Углеводородные основы |
Отношение |
«ЭМУЛЬКАРБ Д» |
Дизельное топливо |
60/40 |
«ЭМУЛЬКАРБ М» |
Минеральное или гидравлическое масло |
70-80/30-20 |
«ЭМУЛЬКАРБ ЭКО» |
Сложный эфир |
80/20 |
После окончания процесса бурения и регенерации системы «ЭМУЛЬКАРБ» могут храниться длительное время или использоваться следующим образом:
Тип раствора / образец керна |
Lфильтр, мм |
Ротрыва, |
βост, % |
«ЭМУЛЬКАРБ Д» (40°С) / kабс = 24,7 мД |
53 |
-/- |
99,8 |
«ЭМУЛЬКАРБ М» (40°С) / kабс = 65,1 мД |
41 |
-/- |
97 |
|
69 |
8/0,5 |
100 |
Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
«СУЛЬФОБИТ» - буровой раствор, в состав которого входит специальный реагент на битуминозной основе, обработанный по особой технологии. Этот реагент является ингибитором набухания глинистых сланцев, предотвращает обвалообразование в интервалах неустойчивых пород (аргиллитов), существенно улучшает смазочные свойства бурового раствора и понижает показатель фильтрации.
Раствор «СУЛЬФОБИТ» хорошо подходит для бурения трещиноватых коллекторов и в набухающих глинистых сланцах. Ингибирующий и стабилизирующий эффект достигается закупориванием микротрещин в глинах. Кроме того, на стенке скважины образуется резиноподобная нефтепроницаемая корка, предотвращающая проникновение фильтрата в пласт, но не ухудшающая остаточную проницаемость пласта при вызове притока.
Добавление специального компонента увеличивает термостабильность реагентов и позволяет использовать раствор при температурах до 160°C.
Тип раствора / образец керна |
Lфильтр, мм |
Ротрыва, psi/атм |
βост, % |
«СУЛЬФОБИТ» / kабс = 537 мД |
389 |
19,2/1,3 |
93,9 |
«СУЛЬФОБИТ» / kабс = 37,2 мД |
201 |
128/8,8 |
97,6 |
Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
«МУЛЬТИБУР» - гелево-эмульсионный буровой раствор с повышенной ингибирующей способностью. Благодаря применению солей двухвалентных металлов в «МУЛЬТИБУР» достигается плотность до 1600 кг/м3. Из-за отсутствия в составе баритового утяжелителя раствор идеально подходит для вскрытия продуктивных пластов.
Для бурения различных типов скважин, содержащих протяженные интервалы активных глин, обвальных и неустойчивых глин, и вскрытия продуктивных пластов.
Плотность, г/см3 |
1,30…1,60 |
Условная вязкость, с |
35…55 |
ПФ, мл/30 мин |
4…7 |
Пластическая вязкость, сПз |
≥40 |
ДНС, фунт/100 фут2 |
20…50 |
СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2 |
15-20/9-10 |
рН |
8…9 |
МВТ, кг/м3 |
≥40 |
Содержание твердой фазы, % |
≥15 |
Благодаря улучшенным ингибирующим, смазочным, капиллярным воздействиям на стенки скважины, «МУЛЬТИБУР» по эксплуатационным свойствам не уступает РУО, но превосходит его по экономическим характеристикам.
Разработанный раствор приводит к минимальному загрязнению продуктивного пласта на уровне с РУО.
Тип раствора |
Образец керна kабс, мД |
βост, % |
«МУЛЬТИБУР» |
831 |
91,5 |
РУО |
2500 |
98 |
Примечание:
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.
Проведены промышленные испытания раствора, при этом было отмечено следующее:
Аэрированный буровой раствор - вспененный биополимерный раствор с удельным весом ниже плотности воды.
Бурение пластов с низким пластовым давлением, качественное вскрытие истощенных продуктивных коллекторов с АНПД с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пласта при имеющихся пластовых условиях.
Данный раствор может быть приготовлен с использованием:
Плотность, г/см3 |
0,83…1,06 |
PV, сПз (МПа⋅с) |
21 |
AV, сПз |
44,5 |
YP, дПа |
225,13 |
n |
0,39 |
k, сП |
3089,87 |
Gel 10 сек, дПа |
110,17 |
Gel 10 мин, дПа |
124,54 |
Время стабильности, ч |
не менее 96 |
Известково-гипсовые растворы - это ингибириующие кальциевые системы, содержащие в качестве поставщиков ионов кальция известь и гипс, действие которых основано на переводе натриевой глины в кальциевую и предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую, в результате чего снижается гидратация и набухание глиносодержащих пород.
Бурение в интервалах неустойчивых глиносодержащих пород, в условиях углекислой агрессии и высоких температур.
Плотность, г/см3 |
1,10…2,20 |
Условная вязкость, с |
40…60 |
ПФ, мл/30 мин |
4…5 |
Пластическая вязкость, сПз |
20…50 |
ДНС, фунт/100 фут2 |
25…80 |
СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2 |
12-20/15-45 |
рН |
8…9 |
МВТ, кг/м3 |
≥40 |
Содержание хлоридов Сa2+, мг/л |
700…3000 |
Вследствие невысокой растворимости гидроокиси и сульфата кальция известково-гипсовые растворы являются саморегулирующимися системами. Содержание кальция в них практически постоянно, т.к. известь и сернокислый кальций в раствор добавляют в избытке.
Известково-гипсовые растворы обеспечивают качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, обладают повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии.
Разработанный известково-гипсовый раствор прошел успешно испытание на месторождении Озек-Суат (Ставропольский край) в условиях высокой углекислой агрессии, высоких температур (до 165°C) и водопроявлений.
Раствор на основе сульфированных синтетических акриловых сополимеров.
Предназначен для бурения в условиях высоких забойных температур (до 246°C) и высокой минерализации, полиминеральной и сероводородной агрессии.
При составлении рецептуры термосолейстойкого бурового раствора используются четыре ключевых реагента:
Плотность, г/см3 |
2,09 |
PV, сПз (МПа⋅с) |
43 |
AV, сПз |
57 |
YP, дПа |
134,12 |
n |
0,68 |
k, сП |
513,47 |
Gel 10 сек, дПа |
23,95 |
Gel 10 мин, дПа |
33,53 |
Основной задачей подбора жидкости для глушения и заканчивания скважин является минимизация загрязнения продуктивного пласта. В большинстве районов с невысокими пластовыми давлениями для выполнения этой задачи используются рассолы солей калия, натрия, кальция, которые дают возможность готовить жидкости с удельным весом от 1,02 до 1,36 г/см3. В тех случаях, когда необходимо применение жидкостей с удельным весом выше 1,36 г/см3 широкое применение в мировой практике нашли соли бромидов кальция, натрия и цинка, а в последнее время также растворы на основе формиата натрия, калия и цезия. Среди стандартных операций, в которых применяются чистые рассолы - глушение, ловильные работы, перфорация, промывка, бурение и намывка гравийного фильтра, а так же для приготовления пакерных жидкостей. Для выполнения необходимых функций жидкости заканчивания должны оказывать противодавление на продуктивный пласт, транспортировать твердые частицы, наносить минимальное загрязнение продуктивному пласту, быть стабильными на поверхности и в забойных условиях, быть экологически приемлемыми или использоваться при контролируемом воздействии на окружающую среду, при этом использование таких жидкостей должно быть экономически обосновано.
Основными свойствами жидкостей заканчивания на основе солей являются плотность, содержание механических примесей и температура кристаллизации. Заданная плотность необходима для контроля пластового давления. Прозрачность или содержание механических примесей определяется с целью контроля загрязнения продуктивного пласта и перфорационных отверстий. Температура кристаллизации определяет возможность применения рассолов в различных климатических условиях.
Применяемые неорганические соли |
Плотность рассола, г/см3 |
HCOONa |
1,10÷1,34 |
CaCl2 |
1,08÷1,39 |
NaBr |
1,20÷1,50 |
NaCl/NaBr |
1,20÷1,50 |
К2CO3 |
1,20÷1,55 |
HCOOK |
1,30÷1,60 |
CaBr2 |
1,40÷1,81 |
CaCl2/ CaBr2 |
1,40÷1,81 |
CaBr2/ ZnBr2 |
1,68÷2,30 |
CaCl2/CaBr2/ZnBr2 |
1,70÷2,30 |
ZnBr2 |
2,30÷2,52 |
HCOOC2 |
1,73÷2,46 |
Технологическая жидкость для химической очистки ПЗП представляет собой синергетическую смесь химических и биологических реагентов, селективно действующих на компоненты бурового раствора, используемого для вскрытия продуктивного пласта, и созданную фильтрационную корку.
Очистка ПЗП от фильтрационной корки, отложившейся на стенках скважины, увеличение проницаемости продуктивного пласта.