буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами. Сургутнефтегаз яхшибеков феликс рудольфович

буровой раствор без твердой фазы - патент РФ 2344154

Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Буровой раствор содержит, мас.%: загуститель и понизитель фильтрации - гидролизованный полиакриламид 0,2-0,4, глина 3,0-24,0, углекислый калий (поташ) 0,2-0,5, полигликоль Гликойл-1 2,0-8,0, вода остальное. Технический результат - получение малокомпонентного состава пресного глинистого бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых отложениях, сопровождаемых осложнениями ствола скважин, в том числе и горизонтальных скважин, обладающего высокой ингибирующей способностью. 1 табл.

Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин.

Известен буровой раствор, содержащий гидрализованный полиакриламид, глину и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.% /1/ (прототип):

Гидролизованный полиакриламид	0,17-0,20
Глина	3,0-24,0
Вода	Остальное

Данный состав бурового раствора обладает необходимыми низкими фильтрационными характеристиками, а также реологическими характеристиками, обеспечивающими высокую удерживающую и выносящую способность.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, является недостаточные ингибирующие свойства к набуханию глин в условиях бурения ствола скважины в неустойчивых, склонных к обвалообразованию глинистых отложений.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение малокомпонентного состава пресного глинистого бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых отложениях, сопровождаемых осложнениями ствола скважин (в том числе и горизонтальных скважин), обладающего высокой ингибирующей способностью.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что в известный буровой раствор, содержащий загуститель и понизитель фильтрации - полиакриламид, глину и воду, дополнительно содержит совершенно безвредный для окружающей среды углекислый калий (поташ) и композицию полигликоля Глигойл-1, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоля Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

Сопоставительный анализ известных составов /1/ и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора содержит новую совокупность реагентов ингибиторов набухаемости глин - углекислый калий и гликойл, а значит, соответствует критерию «новизна».

Углекислый калий, ингибитор набухаемости глин, представляет собой калиевую соль углекислой кислоты (поташ), выпускается в соответствии с ГОСТ 160690. Реагент после его использования в природных условиях полностью гидролизуется на катионы калия, адсорбируемые на глинистых минералах и анионы группы СО 3, с последующим естественным разложением на углекислый газ и кислород. При этом данный реагент обладает всеми основными требованиями предъявляемым к нему:

- являться ингибитором набухания глин;

- не загрязнять окружающую среду;

- являться утяжелителем бурового раствора;

- сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор.

Гликойл-1 - композиция полигликоля с молекулярной массой 25000-30000, выпускаемый в соответствии с ТУ-2422-130-05766801-2003 в ОАО «Нижнекамскнефтехим». Реагент представляет собой смесь олигомерных окисей этилена (пропилена), получаемых щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена) и предназначенных для использования в качестве гидрофобной поверхностно-активной и ингибирующей добавки в промывочной жидкости. Механизм ингибирования полигликолями - «внешний», основан на избирательной сорбции молекул полигликоля глинистой поверхностью и образовании водоотталкивающей (гидрофобной) оболочки. Адсорбционные слои из молекул полигликолей помимо ингибирующего эффекта способны эффективно снижать коэффициент трения бурового оборудования о стенки скважины, тем самым присутствие полигликолей в рецептуре способствует улучшению смазывающих свойств бурового раствора.

Кроме того, использование в составе бурового раствора основного компонента в качестве загустителя и понизителя фильтрации гидролизованного полиакриламида (ГПАА), обеспечивает достаточные реологические свойства. Гидрализованный полиакриламид (ГПАА) представляет собой высокомолекулярный акриламид со степенью гидрализации 15-35% (молекулярная масса - 3-6·10 6), содержащий карбоксильные и амидные группы.

ГПАА адсорбируется на коллоидной бентонитовой поверхности за счет электростатического взаимодействия протонированных амидных групп с диссоциированными поверхностными силанольными группами. При этом ионы калия, внедряясь между функциональными группами ГПАА и силикатным слоем поверхности глинистых пластинок, подавляют их набухание.

Кроме того, использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации гидролизованного полиакриламида повышает его термостойкость до 120-140°С, а наличие высококачественной добавки полигликоля - Гликойла-1 -обеспечивает дополнительную ингибирующую способность.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» и промышленно применимо.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют глину, гидролизованный полиакриламид. После полного растворения полимера добавляют углекислый калий (K 2СО3) и Гликойл-1, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Производят замеры с применением следующих приборов: плотность - пикнометром, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (ЕР/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 мПа, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтр-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann. Поскольку основным преимуществом заявляемой рецептуры растворов является снижение степени набухаемости глинистых минералов, дополнительно на тестере динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/compastor) замеряется ингибирующая способность. Кроме того, замерами коффициента набухаемости глинистых минералов определялась ингибирующая способность заявляемой рецептуры бурового раствора. Методика проведения исследований ингибирующей способности на тестере динамики набухания глинистых сланцев основана главным образом на измерении степени набухаемости глинистых минералов, представляющего коэффициент набухаемости (K).

Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Полиакриламид	0,2
Глина	8,0
Углекислый калий	0,2
Гликойл-1	2,0
Вода	Остальное (89,6)

Пример 2 (оптимум)

Полиакриламид	0,3
Глина	16,0
Углекислый калий	0,3
Гликойл-1	6,0
Вода	Остальное (77,4)

Пример 3 (максимум)

Полиакриламид	0,5
Глина	24,0
Углекислый калий	0,5
Гликойл-1	8,0
Вода	Остальное (67)

Пример 4 (до минимума)

Полиакриламид	0,1
Глина	4,0
Углекислый калий	0,1
Гликойл-1	1,0
Вода	Остальное (94,8)

Пример 5 (до максимум)

Полиакриламид	0,6
Глина	24,0
Углекислый калий	0,7
Гликойл-1	10,0
Вода	Остальное (64,7)

Результаты замеров технологических параметров приведены в таблице.

Из таблицы следует, что предложенный авторами буровой раствор, при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов, обладает требуемыми технологическими свойствами, а также по отношению к глинистым минералам с повышенными ингибирующими свойствами, обеспечивающими преимущество перед известным буровым раствором. При этом два дополнительных инградиента (поташ, полигликоль Гликойл-1) совместно с гидрализованным полиакриламидом, взаимодействуя с поверностным слоем глинистых пластинок, обеспечивают синергетический эффект при резком снижении коэффициента набухаемости глинистых минералов.

На это указывает при оптимальном содержании инградиентов сравнительно низкое значение коэффициента набухаемости, получаемое непростым сложением эффекта от предлагаемых компонентов заявляемой рецептуры бурового раствора.

Пример использования предложенного бурового раствора.

Для бурения ствола скважины в интервале неустойчивых, склонных к обвалообразованию глинистых отложений (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый авторами буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку на 2/3 заполненную водой вводят расчетное количество гидрализованного полиакриламида и перемешивают до полного растворения. Затем добавляют необходимое количество глины, перемешивают и вводят углекислый калий и полигликоль Гликойл-1. После полного растворения указанных химреагентов готовый раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под кондуктора начинают на приготовленном буровом растворе. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением водных растворов гидрализованного полиакриламида, углекислого калия и полигликоля Гликойл-1.

Технико-экономическая или иная эффективность.

1. Обеспечение высокой экологической безопасности высокоингибированного бурового раствора при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях, где существуют жесткие требования к соблюдению предельно допустимой концентрации хлор-ионов в данных технологических жидкостях.

2. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

3. Снижение аварий, связанных с прихватами бурильного инструмента, за счет повышенной смазочной способности бурового раствора.

4. Снижение осложнений, связанных с потерей устойчивости глинистых пород, склонных к обвалообразованию.

5. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышенной смазочной способности предлагаемого бурового раствора.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора при бурении пяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» позволило обеспечить бурение скважин без осложнений, увеличить механическую скорость проходки и проходку на долото в среднем соответственно на 35% и 28%.

Технологические показатели буровых растворов
Наименование показателей свойств бурового раствора	Свойства буровых растворов
Наименование показателей свойств бурового раствора	прототип	пример 1	пример 2	пример 3	пример 4	пример 5
Плотность, кг/м 3	1030-1200	1030	1100	1180	1020	1200
Условная вязкость (Т), с	20-65	25	30-35	55-60	20-22	70-75
Пластическая вязкость (пл), мПас	9-20	7-10	9-11	22-24	5-8	26-28
Динамическое напряжение сдвига (0), дПа	20-120	50-60	80-90	100-110	20-30	120-130
Статическое напряжение сдвига (CHC 1/10), дПа	40/61	35/45	43/57	53/67	28/35	72/82
Показатель фильтрации (Ф), см3	4,5-6,0	5,8-7,0	4,5-6,0	5,0-6,0	7,0-8,0	4,5-5,5
Коэффициент трения	0,18-0,22	0,16	0,12	0,14	0,18	0,20
рН	7,0-7,5	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-7,5	7,5-8,5
Коэфициент набухаемости, %	77-80	60	54	54	72	53

Источник информации

Авт. св. СССР № 1260381, 30.09.86.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий загуститель и понизитель фильтрации - гидролизованный полиакриламид, глину и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит углекислый калий (поташ), полигликоль Гликойл-1 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоль Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

www.freepatent.ru

буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами - патент РФ 2290426

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам. Технический результат - получение экологически малоопасного морозоустойчивого малокомпонентного состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью, а также улучшенной смазочной способностью. Буровой раствор без твердой фазы содержит, мас.%: понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу 0,8-1,2, ингибирующую и утяжеляющую добавку - хлористый натрий NaCl 5,0-25,0, структурообразователь - ксантановый биополимер Kem X 0,3-0,4, смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ 0,1-0,2, воду остальное.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам.

Известен буровой раствор без твердой фазы, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, ксантановый биополимер (Kem X), хлористый натрий и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.% (/1/ наиболее близкий аналог):

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Хлористый натрий (NaCl)	5,0-25,0
Ксантановый биополимер (Kem X)	0,3-0,4
Вода	остальное

Данный буровой раствор обладает превосходными несущими и удерживающими свойствами как в динамическом, так и в статическом состоянии.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, являются неудовлетворительные триботехнические свойства, что особенно опасно при бурении глубоких наклонно направленных скважин с большим отклонением от вертикали и горизонтальных скважин.

Технический результат - получение экологически малоопасного морозоустойчивого малокомпонентного состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью, а также улучшенной смазочной способностью.

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - хлористый натрий NaCl, структурообразователь - ксантановый биополимер Kem X и воду, дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	остальное

БИОЛУБ LVL - смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-001-74614597-04.

ГЛИТАЛ - смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот и полиалкиленгликолей, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-019-32957739-01.

Смазочные добавки используются в соотношениях БИОЛУБ LVL: ГЛИТАЛ 1:1, 2:1, 1:2. Технический результат достигается совместным использованием двух добавок.

Смазочные добавки способствуют снижению внутрискважинных сил трения, совместимы со всеми реагентами, применяемыми для химической обработки заявляемого бурового раствора. Всего 1,0-2,0 кг/м 3 требуется для достижения высоких смазочных свойств данного состава бурового раствора. Предлагаемые для введения в состав бурового раствора смазочные добавки обладают всеми основными требованиями, предъявляемыми к ним:

- адсорбироваться на глинистых поверхностях и трущихся элементах бурильного инструмента;

- сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор;

- не подвергаться гидролизу или реакциям разложения в водной среде и не оказывать отрицательного воздействия на показатели бурового раствора;

- не загрязнять окружающую среду.

Кроме того, использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы, в частности Tyiose ЕС-7, повышает его термостойкость до 140°С, а наличие высококачественного ксантанового биополимера Kem X обеспечивает достаточные псевдопластические свойства, высокую удерживающую и выносящую способность. При этом NaCl не только обеспечивает необходимую плотность раствора и его морозоустойчивость, но и предотвращает биодеградацию смазочных добавок БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, полимеров Kem X и Tyiose EC 7. Следовательно, использование бактерицидов в составе бурового раствора не обязательно.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют биополимер Kem X и понизитель фильтрации Tyiose EC 7. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят хлористый натрий (NaCl) и смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Замеры параметров производятся в соответствии с СТП 103-99: плотность - пикнометром, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (EP/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 МПа, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтре-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann. Поскольку основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое и свойствами жидкости при высоких скоростях (например, при истечении из насадок долота), дополнительно на вискозиметре Брукфельда замеряется вязкость при низких скоростях сдвига - 0,051 сек"1 (ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта определяется по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDTES-1 GO-140.

Составы бурового раствора, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8
Хлористый натрий NaCl	5,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:1)	0,1
Вода	93,8

Пример 2

Карбоксиметилцеллюлоза	1,0
Хлористый натрий NaCl	15,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,35
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (2:1)	0,15
Вода	83,5

Пример 3 (максимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,2
Хлористый натрий NaCl	25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:2)	0,3
Вода	73,1

Предложенный буровой раствор при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов обладает требуемыми технологическими свойствами, превосходными несущими свойствами и дополнительно высокими смазочными свойствами, как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига, низкое пластической вязкости, высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС) и низкий коффициент трения пары «металл-металл», обеспечивающий минимальное внутрискважинное трение при бурении скважин.

Использование предложенного бурового раствора.

Бурение скважины до кровли продуктивного пласта может осуществляться на любом традиционно используемом буровом растворе. В пробуренную скважину спускается техническая обсадная колонна и цементируется в соответствии с действующими регламентами. Для бурения в интервале продуктивных пластов (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку, на 2/3 заполненную водой, вводят расчетное количество биополимера и карбоксиметилцеллюлозы и перемешивают до полного растворения. Затем добавляю необходимое количество NaCl. После растворения готовый биополимерный раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под технической колонны начинают на приготовленном биополимерном растворе. В процессе бурения биополимерный раствор обрабатывается смазочными добавками БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ до концентрации, обеспечивающей коэффициент трения 0,07-0,14 в зависимости от технологических требований. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением смазочной добавки и водных растворов биополимера и карбоксиметилцеллюлозы.

Технико-экономическая эффективность.

1. Обеспечение высокой смазочной способности за счет низкого коэффициента трения бурового раствора при бурении горизонтальных и сильно искривленных (пологих) скважин, где потенциально велики энергозатраты на преодоление сил трения колонны труб о стенки скважины.

2. Снижение или даже полное исключение осложнений, связанных с прихватами бурильного инструмента. Это обеспечивается рядом факторов, в том числе и за счет дополнительного заявляемого фактора в области повышения смазочной способности бурового раствора, взаимно усиливающих друг друга за счет синергетического эффекта. Во-первых, система не содержит твердой фазы и, следовательно, отсутствует абразивное трение. Во-вторых, водная основа минерализована, то есть система эффективно ингибирует процесс гидратации глинистой составляющей коллектора, сохраняя устойчивость пород, склонных к обвалообразованию. В-третьих, благодаря свойствам биополимера и высоким значениям ВНСС, фильтрация бурового раствора в пластовых условиях отсутствует или кратковременна, что резко снижает вероятность прилипания бурильного инструмента за счет перепада давления. Кроме того, данный фактор обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. В-четвертых, система содержит специальные смазочные добавки, адсорбируемые на стенках скважины, металлических трущихся поверхностях бурового инструмента, за счет чего резко снижается внутрискважинное трение бурильного инструмента и липкость полимерглинистой корки. Все вышеуказанные факторы в совокупности обеспечивают уникальные противоприхватные способности заявляемого раствора.

3. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышения смазочной способности биополимерного раствора и отсутствия в системе раствора твердой тинистой фазы.

4. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора проведены при бурении более пятидесяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Все скважины пробурены без осложнений, механическя скорость бурения и проходка на долото в среднем возросли соответственно на 36% и 28%.

ИСТОЧНИК ИНФОРМАЦИИ

/1/ ПАТЕНТ RU №2208033 Буровой раствор без твердой фазы. / Маслов Ю.Н., Щавелев Н.Л., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Проводников Г.Б., Диниченко И.К. по заявке №2001105228 от 23.02.2001, приоритет от 23.02.2001, опубл. 10.07.2003, бюл. №19

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - хлористый натрий NaCl, структурообразователь - ксантановый биополимер Kem X и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	Остальное

www.freepatent.ru

способ обработки высокопроницаемого пласта скважины - патент РФ 2386786

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам сооружения скважин различного назначения и их креплению. Включает выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей с возможностью последующего контроля за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции. За счет проведения предложенной последовательности технологических операций повышаются герметичность и прочность ствола в смежных интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения, что позволяет совершенствовать конструкцию глубоких скважин. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к сооружению скважин различного назначения и их креплению.

Большинство осложнений и аварий при строительстве скважин происходит из-за вскрытия проницаемых пластов, что приводит к поглощению жидкости, нарушению технологии буровых работ, а также к газонефтепроявлениям и выбросам.

Известен способ крепления скважины (патент РФ № 2208129, кл. Е21В 33/13, 2003), по которому при вскрытии проницаемых пластов в промывочную жидкость вводят твердеющий материал и проводят гидромониторную обработку стенок скважины.

К недостаткам изобретения относятся недостаточно высокие гидроизолирующие характеристики зоны кольматации, которые под действием репрессии и депрессии 1,0-3,0 МПа приводят к восстановлению гидравлической связи пластов и скважины, нарушая при этом герметичность крепи в целом.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ обработки ствола скважины при бурении на стадии первичного вскрытия продуктивных пластов с кольматацией их гидромониторными струями промывочной жидкости, в которую вводят портландцемент определенной концентрации (патент РФ № 2211301, Е21В 33/13, 2003).

Недостатком этого способа являются невысокие гидроизолирующие характеристики формируемого в прискваженной зоне кольматационного слоя при значительной глубине проникновения фильтрата.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение герметичности и прочности ствола в смежных интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения, что позволяет совершенствовать конструкцию глубоких скважин.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе обработки ствола скважины, включающем обработку стенок скважины гидромониторными струями промывочного раствора с твердеющим материалом, согласно изобретению проводят выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей с последующим контролем за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции.

Из научно-технической и патентной литературы известны способы упрочнения стенок ствола скважины как гидромониторными струями промывочного раствора, так и закачка тампонажных смесей (а.с. СССР № 819306, Е21В 33/138, 1981; а.с. СССР № 1795081, Е21В 33/13, 1993). Применение каждого из этих методов самостоятельно или в другой последовательности не решает задачи вскрытия несовместимых интервалов бурения. Связано это с тем, что технология кольматации приствольной зоны флюидонасыщенных пластов приводит к изоляции коллекторов проницаемостью 0,05-12,0 мкм2 и непригодна для изоляции высокопроницаемых (поглощающих) пластов с коэффициентом проницаемости свыше 15,0 мкм2 . Тогда как методы изоляции высокопроницаемых поглощающих пластов не приводят к изоляции низко и средней проницаемости (менее 15-20 мкм2) флюидонасыщенных пластов.

Суть предлагаемого изобретения заключается в том, что, используя по назначению известные технологии, установленная последовательность их применения при вскрытии интервалов с несовместимыми условиями бурения позволяет выровнять фильтрационные и прочностные характеристики ствола скважин до технологически требуемого уровня и продолжить бурение без осложнений (газонефтепроявлений и поглощений) в этом интервале и спуска обсадной колонны. Промысловая реализация предлагаемого комплекса методов изоляции и порядок их производства приводят к проявлению синергетического эффекта (нелинейного роста показателей работ) при бурении и заканчивании скважин.

Технологическая схема реализации способа заключается в следующем.

Бурение интервалов с несовместимыми гидравлическими условиями бурения (возникновение поглощений, газонефтеводопроявлений гидроразрыва горных пород) начинают из-под башмака удлиненного кондуктора или последней технической колонны с одновременной обработкой ствола через наддолотный гидромониторный переводник высоконапорными струями бурового раствора с расчетными параметрами воздействия на проницаемые породы (скорость истечения струи из насадка, динамическое давление пятна струи на преграду, частота вращения долота и подача инструмента).

Если в процессе бурения вскрыт поглощающий пласт, бурильный инструмент устанавливают выше кровли поглощения на 100-150 м и после приготовления тампонажной смеси зону поглощения изолируют нагнетанием ее в призабойную зону при оптимальном давлении (6,0-8,0 МПа).

После вскрытия бурением (с изоляцией) смежных интервалов на полную мощность производится опрессовка ствола контрольным гидродинамическим давлением для оценки герметичности ствола по коэффициенту приемистости К (м3/с МПа) и гидромеханической прочности по градиенту давления испытания Р (МПа/м).

По достигнутым показателям К и P принимается решение об отказе крепления этого интервала обсадной колонной и возможности продолжения бурения необсаженным стволом.

Пример.

Проектная глубина скважины 4700 м. Глубина спуска обсадных колонн: кондуктор диаметром 426 мм на 100 м; первая техническая колонна диаметром 324 мм на 2000 м; вторая техническая колонна диаметром 244,5 мм на 2500 м; хвостовик диаметром 193,7 мм в интервале 2400-3700 м; эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм на 4700 м.

После спуска кондуктора и первой технической колонны бурение скважины в интервале с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения 2000-3700 м (газопроявление и поглощение буровых растворов) продолжено с обработкой ствола через гидромониторную насадку в наддолотном переводнике струей бурового раствора плотностью 1430 кг/м 3. Технологические параметры гидромониторной кольматации приствольной зоны флюидонасыщенных пластов: скорость истечения струи 100-110 м/с, динамическое давление пятна струи на стенку 5-7 МПа, частота вращения долота 10 с-1. Изоляция поглощающих пластов нагнетанием тампонажных паст-пробок и цементного раствора производится с расходом жидкости продавливания, повышающим репрессию на кровлю пласта до 3,0-7,0 МПа при движении цементного раствора в каналах поглощения призабойной зоны. В процессе бурения формирование в прискваженной зоне проницаемых (газопроявляющих и поглощающих) пластов гидроизолирующего кольматационного и затампонированного экрана исключило возникновение осложнений при вскрытии интервала с несовместимыми условиями бурения (наличие пластов с АВПД и АНПД). Это подтвердили результаты контрольных опрессовок ствола расчетным гидромеханическим давлением до и после вскрытия бурением осложненного интервала 2000-3700 м (табл.1). В результате конструкция глубокой скважины усовершенствована за счет уменьшения диаметров первой и второй технических колонн (облегчена конструкция) и отказа от использования «хвостовика» в интервале с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения скважины (упрощение конструкции) (табл.2).

Таким образом, реализация изобретения позволяет успешно совершенствовать конструкции глубоких скважин за счет повышения герметичности и прочности ствола в интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения управляемой гидроизоляцией приствольной зоны флюидонасыщенных пластов последовательной обработкой ствола гидромониторными струями буровых растворов и закачкой тампонажных смесей в поглощающий пласт. Достигнутые при этом технико-экономические показатели работ при строительстве глубокой скважины составили: рост показателей работы долот - 25%; снижение металлоемкости продукции - 18%; уменьшение объема выбуренной породы - 27%; сокращение срока строительства скважины - 3,5 мес.

Примечание: QH - подача насоса; РОП - давление опрессовки на устье скважины; ТОП - время опрессовки; Р - градиент гидромеханического давления испытания; К - коэффициент полной приемистости интервала испытаний.

Таблица 2
Показатели проектной и усовершенствованной конструкций скважин
Название обсадных колонн	Проектная	Усовершенствованная
диаметр скв-ны, м	диаметр кол-ны м	инт-л установки, м	диаметр скв-ны, м	диам-р кол-ны м	инт-л уст-ки м
кондуктор	0,490	0,426	100	0,394	0,324	100
1-я техн. колонна	0,394	0,324	2000	0,295	0,244	2000
2-я техн. колонна	0,295	0,244	2500	0,216	0,194	3700
хвостовик	0,216	0,194	2400-3700	0,216	-	-
эксплуатационная колонна	0,190	0,1397	5000	0,190	0,1397	4555

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ обработки высокопроницаемого ствола скважины, включающий бурение, обработку стенок скважины гидромониторными струями бурового раствора с твердеющим материалом, отличающийся тем, что выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола проводят путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей, с последующим контролем за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции.

www.freepatent.ru

Диссертация на тему «Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов» автореферат по специальности ВАК 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М.:Ин-т компьютерных исследований. 2004 г., 416 с.

2. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия // Нефтяное хозяйство. 1972. - №8. -СЛ2-14.

3. Алекперов В.Т. и др. Опыт применения шаровидных стеклянных гранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Азерб. Нефтяное хозяйство. 1987.- №12. - С.23-27.

4. Алексеев Ю.Е., Княжанский М.И. и др. Докл. РАН.-2000.-Т.370,№2.-С.190-192.

5. Алимжанов М.Т., Байдаков М.К., Смагулов Б.А. Исследование механических процессов вокруг глубоких скважин // Нефтяное хозяйство. -1966.-№10.-С.21

6. Алишанян В.Р., Лушпеева O.A., Нарушева Л.В. Изучение свойств смазочных добавок для буровых растворов// Тез. конф. «Пути повышения эффективности и качества строительства нефтяных скважин в Западной Сибири». СибНИИНП.- Тюмень, 1990, С.28-33.

7. Амиян В.А., Амиян В.В. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С.50.

8. Амиян В. А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. (Обзор инфор. Сер. Нефтепромысловое дело). - М.: ВНИИОЭНГ, 1977-78с.

9. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980. - 380 с.

10. Андресон Б.А., Абдрахманов Р.Г., Шарипов А.У., Бочкарев Г.П. Экологически чистые смазочные добавки для приготовления буровых растворов// Обзорная информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 71 с.

11. Андрусяк А.Н. О влиянии полиакриламида на нефтепроницаемость коллекторов // Республиканская научно-практическая конференция "Совершенствование технологических процессов на стадии заканчивания скважин": Тр. Гомель, 1983. С.21-22.

12. A.c. 649829 СССР, МКИ В25 j 15/00. Устройство для кольматации стенок скважины / М. С. Катаев, А.М. Ахунов, Г.С. Абдрахманов (СССР). № 3146118/22. Заявлено 27.01.78; опубл.25.02.79. Бюл. №8, с. 87.

13. A.C. 628289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, H.H. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма, Ю.С. Тарасевич. (СССР). Опубл. в БИ 1978, №38.

14. A.C. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вагнер, Е.И. Прийма, Ю.С. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г. Андроникашвили, K.M. Мчедлишвили . (СССР). Опубл. в БИ 1984, №23.

15. A.C. №1416668 СССР, МКИ3 Е 21 33/138. Аэрированный тампонажный раствор/ В.П. Детков, В.И. Петреску и др. (СССР). Опубл. в БИ 1988, №34.

16. A.C. 1090849 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор для крепления скважин/ В.Г. Моисеенко, Г.Д. Дибров, A.C. Беликов, П.С. Демьянов (СССР), Заявлено 24.03.82.

17. A.C. 1472642 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор/ И.Г. Петрашова, В.И. Нестеренко (СССР). Опубл. в БИ 1989, №14.

18. A.C. 1021766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин/ A.A. Клюсов, B.C. Антипов, JIM. Каргопольцева, Ю.Н. Калугин (СССР). Опубл. в БИ 1983, №21.

19. A.C. 529321 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Тампонажная смесь/ В.В. Га-лимова, А.И. Булатов (СССР). Опубл. в БИ 1978, №39.

20. A.C. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ М.Б. Хадыров, Л.Д. Ан, Ф.Г. Беленький, Л .Я. Палицкая (СССР). Опубл. в БИ 1989, №7.

21. A.C. 1682530 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения облегчающей добавки тампонажных растворов/ В.А. Яковлев, Д.И. Швайка, Г.Х. Матвийчук, Ю.Л. Петровский (СССР). Опубл. в БИ 1991,№37.

22. A.C. 810943 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченной тампонажной смеси для низкотемпературных скважин/ A.A. Клюсов, В.А. Кулявцев, П.Т. Шмыгая (СССР). ). Опубл. в БИ 1981,№9.

23. A.C. 1190000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А.И. Булатов, В.А. Яковлев, Д.Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1985, №41.

24. A.C. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал/ H.A. Мариампольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов, А.П. Руденко, В.И. Судаков (СССР). Опубл. в БИ 1986, №7.

25. A.C. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/

26. A.A. Клюсов, Т.В. Кузнецова, М.М. Шляпин, H.A. Данюкин, Е.М. Нанив-ский, Ю.Ф. Захаров (СССР). Опубл. в БИ 1987, №35.

27. A.C. 739216 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/

28. B.А. Яковлев, И.В. Дияк, Д.Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1980, №21.

29. A.C. 1453968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор/ И.Г. Верещака, В.А. Яковлев, A.C. Серяков, С.Г. Михайленко, В.Ю. Третинник, В.Н. Орловский (СССР). Опубл. в БИ 1987, №34.

30. A.C. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, A.C. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). Опубл. в БИ 1986, №5.

31. A.c. 1708824 СССР, МКИ5 С09К7/04. Способ обработки глинистого бурового раствора/ Гусейнов Т.И., Мовсумов A.A. и др. (СССР). №4719971/03-89, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1992.-№4-С.32.

32. A.C. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав/ В.Р. Абдулин, A.B. Федорова, С.И. Зеликан, JI.M. Попова, В.П. Аберкон (СССР) Опубл. в БИ 1987, №7.

33. A.C. 960420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора /В.Ф. Горский, А.Н. Мельничук, А.Н. Берниковский. (СССР) Опубл. в БИ 1982, №35.

34. A.c. 1801980 СНГ, МКИ5 С 08 К 7/08. Смазочная противоизносная добавка для буровых растворов/ Конесев Г.В. и др. (СНГ). №4938205/03-91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№10-С.36.

35. A.c. 1131894 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Т.А. Моты-лева, Б.В. Евдокимов и др. №3624546/22-03, // Бюл. Открытия. Изобретения. 1984.-№48.-С.46.

36. А.с.1799895 СНГ, МКИ5 С09К7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе / Умутбаев В.Н., Камалетдинов М.Г., Андре-сон Б.А. и др. (СНГ). № 491610/03-91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№9-С.56.

37. A.c. 1666508 СССР, МКИ5 С09К7/09. Реагент для обработки глинистых буровых растворов/ Самакаев Р.Х., Дытюк JI.T., Галян Д.А. и др. (СССР) № 4627351/03-88, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1991.-№28-С.25.

38. A.c. 1838369 СНГ, МКИ5 С 09 К 7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе/ Абдрахманов Р.Г., Андресон Б.А. и др. (СНГ). № 5035647/03-92, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№2-С.94.

39. A.c. 1129215, СССР МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Андресон Б.А., Кабанов В.А., Бочкарев Г.П. и др. (СССР). №3578089/23-03-83, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№46-С.25.

40. A.c. 1808860 Россия, МКИ5 С 09 К 7/02 Смазочная добавка к буровым растворам/ Садыхов К.И. и др. (Россия). №4896252/03-90 // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№1-С.28.

41. A.c. 1129218, СССР. МКИ С09К7/06. Смазочная добавка для глинистых буровых растворов/ Сеид-Рза М.К., Агаев М.Х. и др.(СССР). №3634257/23-03-83,//Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№46-С.23.

42. Ахметшин Э.А., Мавлютов М.Р., Юнусов З.И. и др. Бурение скважин в условиях проявления сероводорода //РНТС. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ.- 1983.- 48с.

43. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989, 228с.

44. Бабаян Э.В., Крылов В.И., Сидоров H.A. Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин // Обзорн. информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 16.-60 с.

45. Бабаян Э.В., Булатов А.И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин / Обзор информ. Сер. Буроние. М.:ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 17.-64 с.

46. Бардзокас Д.И. Математическое моделирование физических процессов УРСС, 2003 г., 376 с.

47. Бастриков С.Н. Улучшение смазочной способности буровых растворов при бурении наклонных скважин. //Труды СибНИИНП. Тюмень, 1981.-Bbin.21.- С.10-17.

48. Баталов Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1984.-С.56-62.

49. Бордовский Г. А., Кондратьев А. С., Чоудери А. Д. Р."Физические основы математического моделирования М: Академия, 2005 г., 253 с.

50. Булавин Л.А., Гарамус В.М., Кармазина Т.В., Авдеев М.В. Строение мицеллярных агрегатов неионных ПАВ в водно-солевых растворах по данным малоуглового рассеяния нейтронов//Коллоидный журнал.-Т.59, №1.1997 г.-С. 18-23.

51. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы.- М., Недра, 1987.-с. 164.

52. Булатов А.И., Крылов В.И., Новохатский Д.Ф. и др. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1977. - с. 19.

53. Вагнер Г.Р., Детков В. П. Исследование и разработка составов там-понажных растворов с добавками природных цеолитов. Ж. Бурение, №2, 1979.

54. Вагнер Г.Р., Круглицкий H.H., Шенбергер В.М. Физико-химия, реология и применение тампонажных растворов с добавками цеолита. В кн. Получение и применение промывочных и тампонажных дисперсий в бурении. Киев, Наукова думка, 1984.

55. Вагнер Г.Р., Салтыкова Е.В. Коррозионно-активные цеолитосодер-жащие тампонажные растворы и буферные жидкости. Тезисы докладов к конференции дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1987.

56. Вахрушев Л.П., Лушпеева O.A., Беленко Е.В. Элементы термодинамики промывочных жидкостей/ Издательство Путиведь, г. Екатеринбург. 2003.

57. Вдовенко Н.В., Фоменко Э.Ф. Органоглины как основные компоненты термостойких промывочных жидкостей. Термосолеустойчивость дисперсных систем. Киев: "Наукова думка", 1971. С. 18-27.

58. Виноградова О.И. Гидродинамическое взаимодействие гидрофобного и гидрофильного тел. Коллоидный журнал. 1994. Т.56.№1. С.39-44.

59. Волосевич П.П., Ермолин Е.В., Леванов Е.И. Математическое моделирование газодинамических процессов с источниками. М.: МЗ-Пресс, 2006 г., 214 с.

60. Вопияков В.А., Гудок Н.С. и др. Применение омыленных жирных кислот для вскрытия продуктивных пластов// Нефтяное хозяйство. 1975. -№2. -С.21-24.

61. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М.Касьянов, В.Ф. Штормин // Обзор, информ. Сер. Бурение, М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 89.

62. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Ипполитов В.В., Фролов A.A., Кузнецов Ю.С. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М., Недра, 2000.- 134с.

63. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Леонов Е.Г., Янкевич В.Ф., и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам. Газовая промышленность. М., Изд. Таз-Ойль Пресс-Сервис", 1997, №6. с.21-24.

64. Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212 с.

65. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 490 с.

66. Гаевой М.С., Кресса М.В., Иванов М.И. и др. Использование отходов нефтеперерабатывающих заводов для обработки буровых растворов// Нефтяное хозяйство.- №5.- 1977.- С. 19-22.

67. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М., КУБК-а, 1997. - 351с.

68. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963.- 518 с.

69. Глебов C.B., Грачева И.Г., Лебедев Ю.И., Степанов Л.А. Полимерг-линистый буровой раствор с улучшенными смазочными и противоприхват-ными свойствами //Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 5.- СЛ4-16.

70. Гольдштейн М.Н. Механические свойства горных пород. М.: Стройиздат, 1971. - 364 с.

71. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.- М.: Недра, 1977. 228 с.

72. Гошовский С.В., Абдуладзе A.M., Клибанец Б.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52).- 24 с.

73. Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. - 509 с.

74. Гусейнова Э.Т. Улучшение смазывающих свойств буровых растворов с помощью добавки 3COM// НТЖ ВНИИОЭНГ Строит, нефт. и газ. скважин на суше и на море. -1996.- №5-6. С.29-33.

75. Гущин В. А., Матюшин П. В., Математическое моделирование пространственных течений несжимаемой жидкости. //Матем. моделирование, 2006 г., Т18, №5, С.5-20

76. Дадашев И.А., Хасаев Э.Р. и др. Экспериментальные исследования влияния добавок в буровой раствор инертных шаровидных гранул на прихва-тоопасность в скважине // Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ». 1990.- №2.- С.91-92.

77. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. М.: Недра, 1987. 293 с.

78. Данюшевский B.C., Алиев P.M. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам.- М., Недра, 1987.- 372 с.

79. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. - 160 с.

80. Денисов Н.Я. О роли физико-химических процессов в деформациях грунтов при увлажнении. В книге Природа прочности и деформации грунтов. -М.: Строийиздат, 1972. С.278.

81. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. 272с.

82. Евдокимов В.В., Козубовский А.И., Макаров Л.В. Термостойкие промывочные жидкости для бурения скважин в Западной Сибири.//Известия ВУЗов. Нефть и газ.-1977. №3. - С.21-25.

83. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.

84. Жан-Мари Лен. Супрамолекулярная химия .-Наука.-Новосибирск.1998.

85. Жданов Ю.А., Алексеев Ю.Е. Успехи химии.-1992.-Т.61,№6.-С. 1025-1046.

86. Заканчивание глубоких скважин за рубежом / М.О. Ашрафьян, О.А.Лебедев, Н.М. Саркисов // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1979.-68 с.

87. Зельцер П.Я., Лосева Н.Т., Фазлыев А.Г., Лушпеева О.А. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями на месторождениях Сибири.//Нефтяное хозяйство. - № 1. - 1998. - С. 33-35.

88. Зильберман В.И., Дегтев Н.И., Ульянов М.Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- № 12.- С.16-20.

89. Зозуля Г.П., Зозуля В.П., Паршукова Л.А. и др. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири.//Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень.- №1. - 1997. - С.59-64.

90. Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин / Геология нефти и газа. М.: Недра, 1991. № 3. С. 32 -34.

91. Использование чистых промывочных жидкостей при бурении и заканчивании скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 4. 34 с.

92. Исследование смазочной способности графита в зависимости от физико-химических свойств бурового раствора / Давыдов В.К., Богатов В.И., Белова Л.А. // Труды Гипровостокнефти.- Куйбышев, 1980. вып.ХХХУ.- С. 60-62.

93. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.; Ижевск: Инт компьютерных исследований, 2002 г., 140 с.

94. Кацов К.Б., Карпенко Г.В. К вопросу о влиянии ПАВ на зарождение первичной контоктно-усталостной трещины // Докл.РАН, 1968, т. 183, №1.- С6-9.

95. Кламанн Д. Смазки и родственные продукты. Синтез. Свойства. Применение. Международные стандарты. : Пер. с англ. под ред. Ю.С. Заславского. -М.: Химия. 1988, 488 с.

96. Кирпиченко Б.И. Оценка качества разобщения пластов / Обзор информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 26 с.

97. Киселев П.В., Махоро В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.-1998. №3. - С.22-24.

98. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972.- 392с.

99. Кистер Э.Г., Лирнер P.C. и др. Исследование смазочных свойств промывочных растворов. Тр. ВНИИБТ. -М.: Гостоптехиздат. -1963. -№8. -С. 140-153.

100. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 267 с.

101. Клюсов A.A. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности. // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. - Вып. 10. - с.9-11.

102. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К . Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 69-71.

103. Комарова А.Б., Дубяга Е.Г., Гладковский Г.А. О пенообразовании простых олигоэфиров линейных сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в воде.//Коллоидный журнал.-T.XLVI, №3.-1984 г.-С.573-577

104. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков P.A. Смазочное действие сред в буровой технологии. М.: Недра, 1993. - 272с.

105. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р. и др. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. М.: Недра, 1980. - 144 с.

106. Кошелев В.Н., Лушпеева O.A., Проводников Г.Б. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515. // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. / НПО Бурение. Краснодар, 1998. - С. 114-120.

107. Круглицкий H.H., Гранковский И.Г., Вагнер Г.Р. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев, Наукова думка, 1974.-с.151-159.

108. Кудряшов А.Г. Влияние смазочных добавок на липкость глинистых корок// Разработка и внедрение эффект, техн. добычи нефти. Куйбышев. 1986, с.107-110.

109. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. -M., Стройиздат, 1986. -208 с.

110. Кулагина Е.М., Поталова М.В., Курмаева А.И. Образование комплекса полиамфолит катионный ПАВ .//Химия и компьютерное моделирование. Бутлеровские сообщения.-№4.-2001.

111. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра, 1981, -169 с.

112. Курочкин Б.М., Колесов Л.В., Бирюков М.Б. Применение элипсо-идных стеклогранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Нефтяное хозяйство. 1990. - №12.- С.61-64.

113. Лебедев Е.А., Банатов В.П., Бринцев А.И., Дементьева Г.В. Исследование влияния гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей на параметры глинистых растворов.//СЕВКАВНИИ.-Вопросы бурения глубоких скважин.-Орджоникидзе.-1967.-С. 119-126.

114. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на Приаралье // Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып.1. - С.26-29.

115. Лосева Н.Т., Лушпеева O.A., Зельцер П.Я. Облегченные тампо-нажные материалы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. Тр. СургутНИПИнефть, 1997 - сЛ 21-132.

116. Лушпеева O.A., Гарьян С.А., Лимановский В.М., Лышко Г.Н. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 8. - С. 18-22.

117. Мавлютов М.Р. Разработка средств для профилактики прихватов в скважине // 3 международный семинар по бурению скважин в осложненных условиях: Тез. докл. Санкт-Петербург, 1995. С.55.

118. Мальков H.A., Шацов Н.И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. - 115 с.

119. Мантрова C.B. Новая смазочная добавка к буровым растворам // Изв. АН Туркменистана. Сер. Физ.-мат., техн., хим. и геол. наук. 1992. -Вып.2 - С.97-99.

120. Мархасин И.Л. Исследования свойств и структуры граничных слоев// Всесоюзная научно-техническая конференция "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин".Тез. докл. Ивано-Франковск, ИФИНГ., 1982. С. 7-8.

121. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М., ВНИИОЭНГ, 1985. - с.57.

122. Математическая энциклопедия (под ред. И.М.Виноградова). М.: Советская энциклопедия.-Т. 1. - 1977. - С.550, 560-563.

123. Математическая энциклопедия под ред. И.М. Виноградова. -М.:Советская энциклопедия.-1982 г.-С.398-403.

124. Миллер М.Г. Применение алюмометилсиликоната натрия для улучшения свойств глинистых растворов при вскрытии продуктивных пластов.//Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири: СибНИИНП.-1983.-С.7-10.

125. Миттел K.JL, Мукерджи П. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии.-М.:Мир.- 1980.-Гл.1.

126. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

127. Мори В., Фурментро Д. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. -М.: Мир, 1994, 416 с.

128. Мотылева Т.А., Шаляпин М.М., Ковешников В.И. Легкое талловое масло добавка к буровым растворам // Газ. промышленность.-1988. - №6.-С28-29.

129. Мотылева Т.А., Верховская H.H. Технология бурения газовых скважин.-Уфа.-1985.-С.9-12.

130. Мягченков В.А., Баран A.A., Бектуров Е.А., Булидорова Г. В. По-лиакриламидные флокулянты. Казань: Из-во Каз. гос. технол. ун-та. 1998 г.

131. Новый реагент оксаль Т-80 для обработки буровых растворов/ Юнусов З.И. и др. // Труды Нефт. ин-та.- Уфа, 1982.-Вып.9.-С.143-148.

132. Новая смазочная добавка к глинистому раствору / Т.А. Мотылева, H.H. Верховская, Т.А. Грошева и др. // Матер. Межвузовского научно-тематического сборника «Технология бурения нефт. и газовых скважин».-Уфа.-1985.-С.9-12.

133. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингиби-рования глинистых сланцев. НТИС. Сер.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Вып. 2. С. 18-25.

134. Острягин А.И., Пеньков А.И., Вахрушев А.П. Влияние структуры смазочных добавок на эффективность их действия // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. Тр. НПО "Бурение". -Краснодар, 1998. С. 83-95.

135. Острягин А.И. //Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола.-Краснодар.-1998.-С.83-95.

136. Паникаровский В.В. и др. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна// Тез. конф. «Проблемы ускорения научно-технического прогресса в строительстве скважин». СибНИИНП. -Тюмень, 1992.-С.52-56.

137. Панфилов Г.А. Разработка научно-методических основ применения колебательных процессов для интенсификации бурения горизонтальных скважин Дис. д-ра техн. наук : Тюмень, 2000 г., 208 с.

138. Парпгукова JI.A., Зозуля Е.К., Еланцева С.Ю. и др. Изучение реологических свойств полимерных и полимер-глинистых суспензий.//Известия вузов. Нефть и газ. №6. - 1997. - С.48.

139. Патент № 1670979 СССР. МКИ Е 21 В 33/138 Газогенерирующий тампонажный раствор/ В.Х-М. Дулаев, А.К. Куксов и др. Опубл. 1991.

140. Патент США № 4304293. Процесс цементирования и газофициро-ванные цементы. Опубл. 1991.

141. Патент США №4565478. Алюминиевая пудра с низкой газообразующей способностью для цементных растворов. Опубл. 1986.

142. Патент 5691281 США, МПК6 С 09 К 7/02, 7/06. Буровой раствор на основе низковязких синтетических углеводородов / Mobil Oil Corp., Ashbin Henry, Ho Skuzzy C., Margaret M. №321006, // НПК 507/103.

143. Патент 4584386 США, МКИ 7 07 D 263/16 Придание смазывающих свойств промывочным растворам добавкой алкилтиометила замещенного монооксизолинами / Gutierrez Antonio, Brownwell Darrel W., Walker Thad O. №683401, // НКИ 548/237.

144. Пеньков А.И., Вахрушев Л.П. и др. Повышение эффективности действия смазочных добавок для буровых растворов //Нефтяное хозяйство. -№5.-2000.-С. 33-35.

145. Пеньков А.И., Пенжоян A.A. // Промывка скважин.-Краснодар.-1983.-С.12-16.

146. Пеньков А.И., Пенжоян A.A. Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважи-ны.//Краснодар.:ВНИИКРнефть.-1983 г.-С. 12-16.

147. Перспективы заканчивания скважин в СССР //А.И.Булатов, Э.М.Тосунов. Нефтяное хозяйство, 1980, №8. С. 14-17.

148. Плохотников К.Э. Математическое моделирование и вычислительный эксперимент. Методология и практика. М.: Едиториал УРСС, 2003 г., 280 с.

149. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В.Н.Поляков, P.P. Лукманов, А.У.Шарипов и др. // Бурение: Реф.науч.-тех. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8 12.

150. Подшибякин A.B. К вопросу промывки скважин на Кальчинском меторождении.//Известия вузов. Нефть и газ. №6. - 1997. - С.43.

151. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А.Андресон, А.У.Шарипов, К.Л.Минхайров// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. Вып.5. - 47 с.

152. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

153. Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С., Сагидуллин И.А. и др. Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях //Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. с. 104-108.

154. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии //Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

155. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алесеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. -Уфа: Китап, 1988. 192 с.

156. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общ. ред. В.Н. Полякова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

157. Практикум по коллоидной химии «Поверхностные явления и адсорбция», М., МИТХТ, 2000 г

158. Предотвращение ухудшения продуктивности скважины в результате отложения в пласте твердых частиц из бурового раствора / Г. Дарли // Инженер -нефтяник, 1975. Вып. 10. - С. 18-22.

159. Применение безбитумной гидрофобной эмульсии на основе окисленного петролатума при бурении комплекса глинисто-песчаных пород / Л.К.Мухин, А.Г. Розенгафт// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1973, № 12. С. 11-14.

160. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 12. - 43 с.

161. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях /В.А.Блажевич, В.А. Стрижнев //Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 12. 55с.

162. Промышленные испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах / Н.М. Касьянов и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1975, № 3. С. 13-15.

163. Проховчишин C.B., Черныш И.Г. и др. Влияние графита на реологические свойства глинистой корки// Нефтяное хозяйство.-1991.- № 2.-С.8-10.

164. Пру сова H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. Дис. канд. техн. наук Москва, ВНИИБТ, 1988. -176 с.

165. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.Т., Тевзаде Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С.40.

166. РД 5753490-006-98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). Сургут, Сургут-НИПИнефть, 1998. 48 с.

167. РД 5753490-010-98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных и газовых скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность). Сургут, СургутНИПИнефть, 1998. 76с.

168. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и отчистка буровых растворов. М., «Недра», 1982 г., 231с.

169. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. М., Сторойиздат, 1979. -250 с.

170. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.-230с.

171. Самарский А. А., Михайлов А. П. Математическое моделирование Идеи, методы, примеры. М.: Наука 2001 г., 320 с.

172. Свойства цементационной композиции пониженной nnoTHocTH.Segawa Hirachi "Секио гидзюцу кекойси". J Jap. Ascoc Petrol Tech-nol 1986,51 №5, p.416-420.

173. Сеид-Рза M.K., Исмайилов Ш.И., Орман JI.M. Устойчивость стенок скважин.-М.: Недра, 1981. 175 с.

174. Семененко М. Г.Введение в математическое моделирование -М.: СОЛОН-Р., 2002 г., 193с.

175. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1974. 454 с.

176. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - №7. - С.51-52.

177. Сляднев М.А., Макушкин С.А. Исследование работоспособности самосмазывающегося композиционного материала на полимерной основе при возвратно-вращательном движении // НТЖ Строит, нефт. и газ скв. на суше и на море.- 2001.- № 9-10.-С.25-28.

178. Смазочные добавки к буровым растворам фирмы MESSINA. Каталог фирмы Messina Drilling, Workover and Completion Products, Systems and Services. НТИС. Сер. Строительство скважин, зарубежный опыт. M.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 1. С. 4-16.

179. Смазочные свойства промывочных жидкостей на основе отхода производства полимер-дистиллятов/ Сюнякова З.Ф., Султанов Б.З., Ягафарова Т.TU Труды УНИ «Технология бурения нефт. и газ. скважин» Уфа, 1990, с.112-115.

180. Современные проблемы вычислительной математики и математического моделирования. Т 2. Математическое моделирование М.:Наука, 2005 г., 405 с.

181. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

182. Состояние и пути совершенствования буровых растворов, применяемых для проводки скважин/ Сидоров A.A., Логинов Ю.Ф., Бородавкин B.C. // Труды СибНИИНП. Тюмень, 1980.- Вып. 16.- С.3-10.

183. Справочник инженера по бурению / А.И.Булатов, А.Г. Аветисов. -М.: Недра, 1996.-т.1-4.

184. Справочник по промывке скважин / А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.Н. Проселков.- М.: Недра, 1984. 316 с.

185. СТП 5753490-228-90. Буровой раствор на основе акриловых полимеров. Технология приготовления и применения. Сургут: СургутНИПИ-нефть, 1990,-10 с.

186. СТП 5753490-229-90 . Буровой раствор с использованием смазочной добавки на основе рыбожировых отходов. Сургут, СургутНИПИнефть, 1990.- 16 с.

187. Сюнякова З.Ф. и др. Исследование влияния полимер-остатка на смазочные свойства бурового раствора // Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 1994.- № 2.- С.8-10.

188. Тарасевич Ю. Ю. Математическое и компьютерное моделирование. Вводный курс: Учебное пособие М.: Эдиториал УРСС, 2001 г. -144 с.

189. Тимофеев Н.С., Вугин Р.Б., Яремийчук P.C. Усталостная прочность стенок скважин. -М.: Недра , 1972, -74 с.

190. Титков Н.И., Трутко В.П. и др. Асбест облегчающая и кольма-тирующая добавка к тампонажным цементам. О.И. Сер. Бурение газовых и морских скважин. №2, 1981.- с.24-30.

191. Толстолыкин И.П., Карпов В.М., Саунин В.И., Курьянов Ю.А. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М.; ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 8(26).-47 с.

192. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. JL: Недра, 1977. 503 с.

193. Тхостов Б. А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. - 267 с.

194. Умутбаев В.Н., Андерсон Б.А., Четвертнева И.А. Новая экологически чистая смазочная добавка к буровым растворам //нефтеперароботка и нефтехимия. Научно технические достижения и передовой опыт. Информ. Сб.- 1998. №9.-С. 84-87.

195. Усовершенствовать технологию приготовления и регулирования свойств буровых растворов: Отчет о НИР по з/н 87.010020.88.91./ Сургут-НИПИнефть; руководитель О.А.Лушпеева. Сургут, 1987, - 93 с.

196. Цыбин A.A., Гайворонский A.A. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1983. Вып. 21(60). - 44 с.

197. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах: Справочник / Е.И.Баюк, И.С.Томашевская, В.М.Добрынин и др.; Под ред. М.П.Воларовича. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1988.-255 с.

198. Физический энциклопедический словарь под ред. Б.А. Введенско-го.-М.:Советская энциклопедия.-1963 Г.-Т.З.-С.6-7.

199. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1996. - №3. - С.35.

200. Цементные растворы и добавки к ним. Обзор зарубежной литературы,-М., ВНИИОЭНГ. 1969. с.14.

201. Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961.-282 с.

202. Шарифуллин P.P. Кинетика реакции сополимеризации окисей этилена и пропилена в массе / P.P. Шарифуллин, Д.Х.Сафин, В.Ф. Швец // Известия ВУЗов.- Химия и химическая технология.- 2005 г. том 48.-вып.9.-С.96-99.

203. Шевцов В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.

204. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. 304 с.

205. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

206. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности / Н.И.Крысин, М.Р. Мавлютов// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. Вып. 10. С. 15-17.

207. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности /Н.И.Крысин, A.M. Ишмухаметова, М. Р. Мавлютов и др.// Обзор, информ. Сер. Бурение. 1985. -Вып.6. С.23-25.

208. Яненко В.И., Крезуб А. П., Дегтярева Л.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 48.

209. Babak V.G. Stabilization of Emulsion Films and Emulsions by Surfac-tant-Polyelectrolyte Complexes. In: Food Colloids : Fundamentals of Formulation, E.Dickinson and R.Miller, Eds., Royal Soc. of Chemistry, Cambridge, 2001, p. 91102.

210. Bole G.M. Effect of mud composition on wear and friction of casing and fool joints // SPE Drill. Eng.-Vol.l №5. -P.369-376.

211. Brown J.M., Eliott R.L. J. Colloid. Science.-V.4.-London.-1983.-P. 180-237.

212. Buck U., Huisken F. Chem. Rev.-2000.-V.100, №11.-P.3863-3890.

213. Davies S.N., Meeten G.H., Way P.W. Additives for Water-based drilling fluid, заявка 2277759 Великобритания, МКИ5 С 09 К 7/00 № 9309439.9; заявл. 07.05.93; опубл. 09.11.94; НКИ FIF.

214. Evans D.F., Ninham B.W. J. Phys. Chem.-1986.-V.90,№2.-P.226-234.

215. Insight D.P., Dye B.M., Smith F.M. New fluid system substitutes for oil-base muds. World oil. 1991. - 221, № 3. - P. 92, 95, 97.

216. Krol David A. Additives cut differential pressure sticking in drill pipe. Oil and Gas. J., 1984, 82, №23, ISSN 0030 1388 US.

217. Lammons A.D. Field use documents glass-bead performance // Oil and gas J.-1984/-Vol.82 №48. -P. 109-111.

218. Long W. The lubricating mechanics of lubricating drilling fluids on synthetic diamond bit // J. Cent. S. Univ./ Technol.-1996. -Vol. 3 №1. -P.85-87.

219. Menger F.M., Whitesell L.G. J. Org. Chem.-1987.-V.52,№17.-P.37933798.

220. Motley Terry. Lubricant meets lab, tests for reduction torque. World oil, 1984, 198, № 7, P.177, 179, 182. ISSN 0043-8790 US.

221. Raphaelides S., Karkalas J. Carbohydr. Res.-1988.-V.172,№l.-P.65-82.

222. Ricard G. Fluids inhibes. Fluids faibe teneur en solids. Forages., 1975, X -XI1, № 69, p. 67-95.

223. Simister E.A., Lee E.M., Thomas R.K., Penfold J. J. Phys. Chem.-1992.-V.96,№3.-P. 1373-13 82.

224. Swaminathan S., Harrison S.W., Beveridge D.S. J.Am.Chem. Soc.-1978.-V.100,№8.-P.5705-5712.

225. Symons M.C.R. Acc.Chem.Res.-1981.-V.14.№6.-p.l79-187.

226. Tanford C. The Hydrophobic Effect: Formation of Micelles and Biological Membranes. 2nd Ed.- Wileg. New York.-1980.

227. Wennerstrom H., Lindman В., Soderon O., Drakenberg Т., Rosenholm J.B. J. Am. Chem. Soc.-1979.-V.101,№23.-P.6860-6864.

228. Wyler R, Solms J. Lebensmitt.-Wiss.+Technol.-1982.-V.15,№2.-P.93

www.dissercat.com

Буровой раствор без твердой фазы

Гидролизованный полиакриламид	0,17-0,20
Глина	3,0-24,0
Вода	Остальное

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоля Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

Углекислый калий, ингибитор набухаемости глин, представляет собой калиевую соль углекислой кислоты (поташ), выпускается в соответствии с ГОСТ 160690. Реагент после его использования в природных условиях полностью гидролизуется на катионы калия, адсорбируемые на глинистых минералах и анионы группы СО3, с последующим естественным разложением на углекислый газ и кислород. При этом данный реагент обладает всеми основными требованиями предъявляемым к нему:

- являться ингибитором набухания глин;

- не загрязнять окружающую среду;

- являться утяжелителем бурового раствора;

- сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор.

Кроме того, использование в составе бурового раствора основного компонента в качестве загустителя и понизителя фильтрации гидролизованного полиакриламида (ГПАА), обеспечивает достаточные реологические свойства. Гидрализованный полиакриламид (ГПАА) представляет собой высокомолекулярный акриламид со степенью гидрализации 15-35% (молекулярная масса - 3-6·106), содержащий карбоксильные и амидные группы.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют глину, гидролизованный полиакриламид. После полного растворения полимера добавляют углекислый калий (K2СО3) и Гликойл-1, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Полиакриламид	0,2
Глина	8,0
Углекислый калий	0,2
Гликойл-1	2,0
Вода	Остальное (89,6)

Пример 2 (оптимум)

Полиакриламид	0,3
Глина	16,0
Углекислый калий	0,3
Гликойл-1	6,0
Вода	Остальное (77,4)

Пример 3 (максимум)

Полиакриламид	0,5
Глина	24,0
Углекислый калий	0,5
Гликойл-1	8,0
Вода	Остальное (67)

Пример 4 (до минимума)

Полиакриламид	0,1
Глина	4,0
Углекислый калий	0,1
Гликойл-1	1,0
Вода	Остальное (94,8)

Пример 5 (до максимум)

Полиакриламид	0,6
Глина	24,0
Углекислый калий	0,7
Гликойл-1	10,0
Вода	Остальное (64,7)

Результаты замеров технологических параметров приведены в таблице.

Пример использования предложенного бурового раствора.

Технико-экономическая или иная эффективность.

4. Снижение осложнений, связанных с потерей устойчивости глинистых пород, склонных к обвалообразованию.

Технологические показатели буровых растворов
Наименование показателей свойств бурового раствора	Свойства буровых растворов
прототип	пример 1	пример 2	пример 3	пример 4	пример 5
Плотность, кг/м3	1030-1200	1030	1100	1180	1020	1200
Условная вязкость (Т), с	20-65	25	30-35	55-60	20-22	70-75
Пластическая вязкость (ηпл), мПас	9-20	7-10	9-11	22-24	5-8	26-28
Динамическое напряжение сдвига (τ0), дПа	20-120	50-60	80-90	100-110	20-30	120-130
Статическое напряжение сдвига (CHC1/10), дПа	40/61	35/45	43/57	53/67	28/35	72/82
Показатель фильтрации (Ф), см3	4,5-6,0	5,8-7,0	4,5-6,0	5,0-6,0	7,0-8,0	4,5-5,5
Коэффициент трения	0,18-0,22	0,16	0,12	0,14	0,18	0,20
рН	7,0-7,5	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-7,5	7,5-8,5
Коэфициент набухаемости, %	77-80	60	54	54	72	53

Источник информации

Авт. св. СССР № 1260381, 30.09.86.

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоль Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

www.findpatent.ru

Яхшибеков, Феликс Рудольфович - Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.15

Поиск по определенным полям

Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы

По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска

При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам

Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка

Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова

Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.

Критерий близости

Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений

Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.

Поиск в интервале

Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Конференция "Нефтегазовый сервис в России" 8 октября 2013 года // Выставки и конференции // Новости

Конференция "Нефтегазсервис" - традиционное место встречи представителей нефтегазовых компаний со своими подрядчиками. На конференции происходит обмен мнениями между представителями нефтегазовых компаний, органов государственной власти, руководителями буровых, геофизических компаний, фирм, занятых капитальным ремонтом скважин.

Участники конференции устанавливают новые полезные контакты, обмениваются мнениями о ситуации на нефтесервисном рынке, обсуждают вопросы, возникающие в процессе взаимодействия нефтегазовых компаний со своими подрядчиками.

Награждение лучших сервисных компаний по результатам опроса заказчиков: ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Славнефть", ОАО "РуссНефть", ОАО "Газпром нефть", ОАО "Татнефть", ООО "Башнефть-Сервисные Активы", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "РИТЭК", ОАО "Газпром", ОАО "Зарубежнефть", ООО "АЛЬЯНС-УК", ОАО "НОВАТЭК", ООО "Салым Петролеум Девелопмент".

Номинации:

- бурение;

- ТКРС и ЗБС;

- ГРП

- цементирование скважин

- сейсморазведка

Программа конференции НЕФТЕГАЗСЕРВИС-2013:

10.00 – 11.00

Регистрация участников, кофе-брейк, неформальное общение

11.00 – 12.30

Открытие конференции

Заместитель Министра энергетики Российской Федерации

Молодцов Кирилл Валентинович*

Сопредседатель Консультативного Совета по взаимодействию предприятий нефтегазового комплекса со смежными отраслями промышленности при председателе Комитета Государственной Думы ФС РФ по энергетике, Депутат Государственной Думы

Крутов Андрей Дмитриевич

Первая сессия

Роль российских нефтесервисных компаний в развитии отечественного машиностроения

Начальник Управления контроля ТЭК ФАС России

Махонин Дмитрий Николаевич

Заместитель генерального директора по ремонту, бурению скважин и повышению нефтеотдачи пластов ОАО "Татнефть"

Рахманов Рифкат Мазитович*

Заместитель начальника управления ОАО "Сургутнефтегаз"

Яхшибеков Феликс Рудольфович*

Развитие российской нефтесервисной индустрии: тенденции и тренды

Генеральный директор ООО "Башнефть-Сервисные Активы"

Закиров Камиль Фикусович

Подведение итогов опроса нефтегазовых компаний. Награждение лучших нефтесервисных компаний.

Номинации:

- Бурение

- ТКРС и ЗБС

- ГРП

- Цементирование скважин

- Сейсморазведка

12.30 – 13.30

Кофе-брейк, неформальное общение участников

13.30 – 15.00

Вторая сессия

Международный рынок нефтесервисных услуг в России

Партнер Ernst&Young

Галова Полина Владимировна

Практика по взаимодействию с подрядными организациями в "Салым Петролеум Девелопмент"

Руководитель Департамента МТО и контрактов ООО "Салым Петролеум Девелопмент"

Власов Андрей Андреевич

Тема уточняется

Операционный директор ГК "Миррико"

Качурин Антон Владимирович

Представитель ОАО "РуссНефть"*

Представитель ОАО "ЛУКОЙЛ"*

15.00 – 16.00

Обед в ресторане, неформальное общение участников

16.00 – 17.30

Третья сессия

Модернизация и замена производственных активов

Заместитель генерального директора ЗАО "Сибирская Сервисная Компания"

Канашук Алексей Николаевич

Основные тенденции развития российского нефтесервисного рынка

Владелец компании REnergyCO

Лебедев Дмитрий Юрьевич

Тема уточняется

ООО "ПСМ"

Подведение итогов конференции

17.30 – 18.30

Фуршет, общение участников

http://www.n-g-k.ru/?page=meropr40

neftegaz.ru