Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка облегченных буровых растворов для горизонтального бурения коллекторов с аномальными пластовыми условиями

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка облегченных буровых растворов для горизонтального бурения коллекторов с аномальными пластовыми условиями"

На правах рукописи

ИСАЕВ СЕРГЕЙ ПЕТРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОБЛЕГЧЕННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С АНОМАЛЬНЫМИ ПЛАСТОВЫМИ УСЛОВИЯМИ (на примере газового пласта ПК! Ямбургского и Уренгой и кого месторождений)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

Рабата выполнена в научио-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - Кашкаров Николай Гаврилович

кандидат технических наук

Официальные оппоненты - Поляков Владимир Николаевич

доктор технических наук -Аксенова Наталья Александровна кандидат технических наук

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского науч

но-исследовательского и проектного ин статута нефтяной промышленности (ТО «Сургу тН И П И нефть)

Защита состоится 5 октября 2007 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библ и отечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникапте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 5 сентября 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Наращивание объемов добычи газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона для народно-хозяйственного потребления и экспортных поставок осложняется тем, что в эксплуатирующихся сеноманских отложениях наметилась тенденция снижения пластового давления Одним из решений задачи роста объема добычи углеводородного сырья на месторождениях с падающим пластовым давлением является строительство дополнительных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием Геолого-технические сложности заканчивания таких скважин обусловлены аномально низким пластовым давлением, широким диапазоном проницаемости коллекторов, литоло-гической неоднородностью продуктивного пласта, наличием зон с аномально высоким поровым давлением В этих условиях особые требования предъявляются к технологии промывки и буровым растворам, обеспечивающих качество проводки горизонтального ствола и качество вскрытия высокопроницаемого продуктивного пласта Известные технологические решения для вскрытия «истощенных» коллекторов (буровые растворы на основе углеводородов и афро-нов, пены низкой плотности и бурение на депрессии, в том числе с герметично замкнутой циркуляцией) требуют реализации сложных технических и экологических мероприятий Реализация таких мероприятий сопровождается значительными затратами времени и средств, отрицательно сказывается на себестоимости добываемой продукции, а для условий буровых работ на Уренгойском и Ямбургском ГКМ является экономически не оправданной

Цель работы

Повышение эффективности горизонтального бурения газовых скважин путем разработки и применения буровых растворов низкой плотности на водной основе, предупреждающих загрязнение коллектора и обеспечивающих сохранение устойчивости стенок скважин в породах с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями

Основные задачи исследований

1 Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на апт-сеноманский комплекс продуктивных отложений Уренгойского и Ямбургского ГКМ в условиях падающих пластовых давлений

2 Анализ современного состояния практики применения и тенденций совершенствования буровых растворов для строительства горизонтальных скважин

3 Экспериментальные исследования высокомолекулярных реагентов, лигносульфонатов, пеногасителей для выбора компонентов облегченного бурового раствора, обеспечивающих эффективное управление его плотностью и реологическими показателями

4 Экспериментальное обоснование состава бурового раствора, способа его приготовления с учетом сохранения фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора и экологической безопасности строительства скважины

5 Опытно-промысловые испытания облегченных буровых растворов при бурении горизонтальных стволов в суперколлекторе ПЕС1 с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями

6 Разработка нормативных документов по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю их технологических параметров при проводке горизонтальных стволов в сложнопостроенном продуктивном горизонте ПК1

7 Разработка нормативных документов по организации контроля качества, поставляемых компонентов облегченных буровых растворов для производства буровых работ на месторождениях, расположенных в районах Крайнего Севера

Научная новизна выполненной работы -

1 Научно обоснован и экспериментально подтвержден способ управления псевдопластичными свойствами пресного бурового раствора путем его обработки поверхностно-активными веществами (ПАВ) на основе омыленных жирных и смоляных кислот

2 Экспериментально доказано, что действие механодеструкции полимерных компонентов усиливается биодеструкцией и сопровождается резким изменением реологических свойств бурового раствора

3 Научно обоснована эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов на основе лигносульфонатов и омыленных жирных и смоляных кислот

Практическая ценность и реализация работы

1 Для бурения горизонтальных стволов в высокопроницаемых сено-манских отложениях с аномальными поровым и пластовым давлениями разработаны составы пресных буровых растворов низкой плотности, обладающих псевдопластичными свойствами

2 Для управления технологическими параметрами буровых растворов предложены новые отечественные лигносульфонатсодержащие реагенты, ПАВ на основе омыленных жирных и смоляных кислот, полимеры на основе эфиров целлюлозы и пеногасители

3 Разработаны составы облегченных минерализованных растворов на основе формиатов и поташа для вскрытия заглинизированных коллекторов Управление технологическими свойствами минерализованных растворов производится новым реагентом «Аэроник» и полианионной целлюлозой, обладающей реодинамическим эффектом в скоростных потоках при солевой агрессии жидкой фазы облегченного бурового раствора

4 Для приготовления «вспененных» систем рекомендована кавитаци-онная технология, обеспечивающая кратное снижение затрат времени на приготовление пресных и минерализованных буровых растворов низкой плотности

5 Дана сравнительная оценка эффективности лигносульфонатных реагентов и пеногасителей, обеспечивающая возможность объективного выбора химических реагентов для управления плотностью и реологической характеристикой «вспененных» буровых растворов

6 Для реализации механизма защиты буровых организаций от поставок недоброкачественной продукции разработана схема контроля качества компо-

нентов облегченных буровых растворов, включающая сертификацию, приемочный контроль, входной контроль и требования к упаковке, обеспечивающей сохранение качества продукции при транспортировке и хранении

7 Основные положения диссертационной работы внедрены в практику проектирования и строительства газовых скважин путем включения в следующие нормативные документы ОАО «Газпром»

- СТО Газпром 2-3 2-144-2005 «Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов Технические требования»,

- СТО Газпром 2-3 2-106-2007 «Пеногасители буровых растворов Технические требования»,

- РД 00158758-251-2000 «Технологический регламент применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбург-ском и Уренгойском ГКМ»

Апробация результатов исследования

Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на

- 11-ой Международной конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала Синтез, свойства, применение» (май 2007 г, г Владимир),

- 2-ой Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов Перспективы развития» (май 2007 г , г Анапа),

- RAO/CIS OFFSHORE 2007 «Международная конференция и выставка по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (сентябрь 2007 г, г Санкт-Петербург),

- заседании научно-технических советов ООО «Бургаз», Ф «Тюменбур-

газ»,

- заседании секции «Бурение скважин» Ученого совета ООО «Тюмен-НИИгипрогаз»,

- заседаниях кафедры бурения ТюмГНГУ и НИПИ ТСС

Публикации

Основные положения диссертационной работы изложены в 9 печатных работах, включая 8 статей и один обзор

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (166 наименования) и двух приложений (46 страниц) Изложена на 225 страницах машинописного текста, содержит 52 таблицы и 9 рисунков

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована необходимость разработки новых составов буровых растворов для горизонтального бурения высокопроницаемых сеноман-ских отложений с аномальными поровым и пластовым давлениями, показана актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследований, выделены научная новизна и практическая ценность проведенных исследований

В первом разделе проведен анализ геолого-технических особенностей и совершенствования строительства газовых скважин в условиях падающих пластовых давлений

На месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона, включая Уренгойское и Ямбургское пробурено и эксплуатируется около четырех тысяч газовых скважин Основным объектом эксплуатации является продуктивный пласт ПК] сеноманского горизонта В продуктивном разрезе преобладают песчанно-алевролитовые породы (60-90 %), имеющие широкий диапазон проницаемости (от 0,001 до 7 мкм2), газонасыщенности (от 47 до 93 %) и открытой пористости (от 22 до 44 %) Пластовое давление относительно начального снизилось более, чем в 1,5 раза В условиях падающих пластовых давлений горизонтальное бурение пласта ПК! (в отличие от вертикального способа вскрытия) осложняется увеличением протяженности ствола в глинистых породах с аномально высоким поровым давлением (АВПоД), склонных к обвалообразованию Коэффициент

аномальности поровых давлений глинистых пропластков в коллекторе и покрышке залежи остается достаточно высоким и колеблется в пределах от 1,3 до 1,8 Устойчивость стенок горизонтального участка ствола в этих условиях дополнительно снижается из-за уменьшения действия «арочного» эффекта, снижения градиента гидроразрыва пород с увеличением угла наклона ствола, анизотропией прочностных (механических) свойств горных пород по вертикали и горизонтали В этих условиях, применяемые проектные решения в области технологии промывки горизонтальных скважин требуют дальнейшего совершенствования

Основные зарубежные публикации по технологии промывки горизонтального ствола связаны с иностранными исследователями Zamora М , Byrd В , Jefferson D Т, Gao Е , Young А С , Powell J W и др В отечественной истории развития буровых растворов и технологии промывки при горизонтальном бурении сформировалось несколько направлений, представителями которых являются Ангелопуло О К , Андерсон Б И , Бастриков С Н , Грачев С И , Калинин А Г , Крылов В Н , Леонов Е Г Никитин Б А , Пеньков А И, Потапов А Г , Ря-боконь С А , Тагиров К М , Шарипов А У

Пеньковым А И, Вахрушевым ЛП для проводки горизонтальных скважин предложено использовать полиалкиленгликолевые растворы Гусейновым Т И , Кизямовым Э А , Назаровым Р А отмечена перспективность применения для горизонтального вскрытия пласта эмульсионного бурового раствора на основе нефти Под руководством Андресона Б А для горизонтального бурения разработаны состав полигликолиевого глинистого раствора на основе полианионной целлюлозы и безглинистые растворы на основе пластовой воды и полиакриламида Матыцин В Н , Рябченко В И считают, что важнейшим методом улучшения выносящей способности бурового раствора является направленное регулирование его реологии Они пришли к выводу о необходимости применения промывочной жидкости с быстро формирующейся структурой Паршуковой Л А , Еланцевой С Ю показано, что для обеспечения устойчивости стенок скважины перспективными являются биополимерные растворы с

ингибирующими свойствами Дуркин В В изучая особенности очистки горизонтального ствола доказал, что показатель нелинейности бурового раствора должен находиться в пределах 0,3-0,65 Для управления реологическими свойствами бурового раствора при бурении горизонтальных скважин Пеньковым А И , Вахрушевым Л П изучены и предложены новые отечественные полисахариды (ПАЦ, КМОЭЦ, ОЭЦ), обеспечивающие возможность снижения показателя нелинейности до 0,35-0,36 в т ч минерализованных (ингибированных) систем Вопросы обеспечения устойчивости горизонтальных стенок скважины являются наиболее сложными и по этой причине остаются практически не изученными, хотя эта проблема в практике буровых работ имеет многолетнюю историю Применительно к условиям горизонтального бурения могут быть использованы научные исследования Войтенко В С , Новикова В С , Зозули В П , Шантарина В Д в которых устойчивость стенок скважины увязана с динамикой фильтрационных процессов жидкой фазы бурового раствора Для условий строительства газовых скважин с горизонтальным окончанием ствола в коллекторе ПК1 с АНПД (Уренгойское, Ямбургское ГКМ) проблема устойчивости стенок скважины и очистки ствола особо обостряется из-за необходимости применения буровых растворов низкой плотности - «вспененных» полимерглинистых составов (трехфазная пена) Основы управления трехфазными пенными системами в вертикальных скважинах разработаны и подробно изложены в научных работах Тагирова К М Исследованиями выполненными под его руководством доказано, что с увеличением глубины бурения вертикальной скважины интенсивность процесса растворения и сжимаемости газовой фазы «вспененных» буровых растворов изменяются нелинейно Отмечено нелинейное распределение гидростатического давления с увеличением глубины скважин в зависимости от начальной плотности трехфазной пены

Во втором разделе изложены экспериментальные исследования химических реагентов для управления плотностью бурового раствора и оптимизации его технологических параметров в условиях пенообразования

Ледообразование буровых растворов относится к одному из самых распространенных осложнений для ликвидации которого применяют пеногасите-ли Для бурения скважин в условиях АНПД процессы пенообразования и пено-гашения могут быть использованы для управления технологическими свойствами бурового раствора В связи с этим проведены экспериментальные исследования пенообразующих реагентов на основе лигносульфонатов Borre-Thm F, Borresil, Borresol FCL, Borresol FCR, Deeres-100 (фирма «Ligno Tech Finland Oy»). Q-Broxm, Lignox (фирма «Baroid»), Deseo CF (Hilips Petroleum), Polythm (SKW), Tannatnin (M-I), BW Rheotrol (BW Mud), а также отечественных реагентов Лигнотип, Лигнопол, лигносульфонатсодержащих полимеров серии R, ак-риллигносульфоната АЛС, ФХЛС, карболигносульфоната пекового (КЛСП), ФХЛС-Б, Окзил-СМ, Лигназ-1 Исследования проведены в составе пресных и минерализованных растворов Результатами исследований установлено, что перспективными лигносульфонатами для приготовления облегченного («вспененного») раствора являются комплексные реагенты КЛСП и АЛС В сравнении с аналогами эти реагенты наиболее эффективно снижают условную вязкость и показатель фильтрации бурового раствора Для восстановления плотно-стип «вспененных» буровых растоворов проведены экспериментальные исследования пеногасителей Atren Antifoam, Atren Antifoam S («Гамма-Хим»), Пен-такс («Химтрейдинвест»), Defomex, Софексил 4248П, кремнийорганических пеногасителей на твердых носителях (перлит, цеолит), МАС-200, Пента 466, ПКП-1, СБМ и др Показано, что большинство исследованных пеногасителей не обладают «универсальностью» по восстановлению плотности буровых растворов, отличающихся по компонентному составу При этом отмечено их существенное влияние на изменение реологических показателей буровых растворов

Результаты выполненных исследований использованы для разработки стандартов организации (СТО Газпром), регламентирующих технические требования и методы контроля качества лигносульфонатных реагентов и пеногасителей для обработки буровых растворов при строительстве газовых скважин

В третьем разделе приведены результаты исследований по разработке облегченного бурового раствора для горизонтального бурения в «истощенном» суперколлекторе

Снижение механической скорости горизонтального бурения относительно вертикального способа пропорционально увеличивает количество циклов и продолжительность циркуляции бурового раствора Поэтому при выборе полимерных реагентов для управления технологическими параметрами раствора при горизонтальном бурении должна учитываться устойчивость полимера к деструкции Исследования механодеструкции полимеров проведены совместно с Шумилкиной О В на установке УПМ-160 Предложено устойчивость полимерных компонентов к механодеструкции оценивать по величине показателя Км, который характеризует относительное изменение условной вязкости водного раствора полимера после многократного истечения его из гидромониторного узла Показатель Км может меняться от значений близких к нулевым до значений близких к единице Увеличение показателя Км свидетельствует о разрушении внутримолекулярных связей полимера Отрицательное значение К„ свидетельствует о наличии реодинамического эффекта полимера в скоростных полях водного раствора (таблица 1)

Таблица 1 - Показатель механодеструкции полимеров в

минерализованной и дистиллированной воде

Наименование полимера Показатель К„ через 24 цикла циркуляции

Пресная вода Вода+5% NaCl Вода+26 % NaCl

AquaFLO HV («Hercules») 0,40 0,29 0,31

AquaPAC Reg («Hercules») 0,37 0,33 0,37

ПАЦ-В (ЗАО «Полицелл») -0,24 -1,59 - 1,58

СФ-2/400 (ЗАО «Полицелл») -0,14 -0,25 -0,09

Биополимер - Поликсан ИВ 0,11 0,60 не определен

Биополимер - К К Робус 0,67 0,67 не определен

Экспериментально подтверждены результаты выполненных ранее в ООО «ТюменНИИгипрогаз» стендовых исследований и выводы о том, что ме-ханодеструкция полисахаридов в скоростных полях наиболее интенсивно про-

является в течении первых десяти циклов циркуляции бурового раствора Экспериментально обнаружено специфическое изменение условной вязкости пресного и минерализованных растворов опытных образцов полианионной целлюлозы (ПАЦ) в сдвиговых полях Установлено, что в течении 12 циклов циркуляции пресный раствор ПАЦ увеличивает свою вязкость на 30 %, а затем вязкость монотонно убывает Слабоминерализованный раствор (5 % NaCl) раствор ПАЦ в течении первых 6 циклов циркуляции резко (в 2,5 раза) увеличивает свою вязкость, которая затем стабилизируется и не снижается в течении последующих 18 циклов циркуляции Аналогичный характер изменения вязкости отмечается у высокоминерализованного раствора, максимальное увеличение вязкости происходит через 12 циклов циркуляции Реодинамический эффект суль-фацелла СФ - 2/400 в большей степени проявился в слабоминерализованном растворе В исследованиях биодеструкции выполненных совместно с Сенюш-киным С В использовались ПАЦ высокой вязкости Aqua Рас R (Hercules), ПАЦ-В (ЗАО «Полицелл»), ПАЦ-ВВ (ЗАО «Карбокам»), крахмальные реагенты ПСБ (ЗАО «Полицелл»), Filter-Check (Baroid) и биополимеры К К Робус (ЗАО «Промсервис»), Биоксан (ЗАО «НТП «Тетра») Замеры реологических свойств растворов проводились через каждые трое суток в течение месяца, за исключением ПСБ и биополимеров, которые уже через 6-9 суток выделяли резкий неприятный запах Экспериментально установлено, что крахмальный реагент Filter-Check модифицированный бактерицидом сохраняет реологические свойства водного раствора длительное время (30 суток) Биодеструкция ПАЦ, сопровождающаяся изменением показателя консистенции и показателя нелинейности наиболее заметно происходит в течение 10-15 суток (рисунок 1) Отмечено, что показатель консистенции водного раствора Камцел ПАЦ-ВВ резко уменьшается (в десятки раз) в течение 15-30 суток, при этом показатель нелинейности по сравнению с первоначальным значением увеличивается почти в два раза

20 25 30

! 1родолжительност1. деструкции, сут

- Асра Рас К -Кимцкл ПАЦ-13В

- Крахмальный рзагсщ П.ЬТЕЯ-СНВК -К.К. Ребус

10 15 20 25 30

ПрОЛО-ТЖИТСЛЫЮС ГЬ деструкции, сут

-Полидела ПАЦ-В

Модифицированный крахмал [ 1СБ -Киоксзи

Рис. 1 Динамика изменения исевдопластнческих свойств водных растворов полисахаридов в

статических условиях

Аналогичная динамика отмечена для «Полицелл ПАЦ-В» Установлено, что достаточно высокой устойчивостью к биодеструкции обладает полианионная целлюлоза AquaPac-R, реологические свойства раствора которой мало изменяются в течение 20 суток

Экспериментально доказано, что для снижения плотности бурового раствора путем его эмульгирования наиболее эффективно применение ОТП и КЛСП, чем эмультала В диапазоне концентрации этих эмульгаторов 0,1 - 0,3 % вес снижение поверхностного натяжения составило в среднем 40 % Для сравнения эмультал уменьшает этот показатель на 30 % Омыленный талловый пек (ОТП) — поверхностно-активное вещество на основе жирных и смоляных кислот, обладающих смазочными свойствами Карболигносульфонат пековый (КЛСП) - композиционный реагент в состав которого входят ОТП, ФХЛС и КМЦ На основе экспериментальных данных (исследовано 33 рецептуры) показано, что в качестве стабилизатора целесообразно использование полимеров на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, ПАЦ, ГОЭЦ) Разработан состав аэрированного («вспененного») бурового раствора с плотностью 700 - 900 кг/м3 Доказано, что отличительной особенностью облегченного раствора является наличие псевдопластичных свойств, которые проявляются после его обработки ОТП В ходе экспериментальных исследований были получены значения показателя нелинейности с нижним пределом 0,35-0,4

Для изучения изменений основных технологических свойств бурового раствора до и после аэрации в забойных условиях использовался «базовый» раствор — полимерглинистая суспензия плотностью 1030 кг/м3 «Базовый» раствор готовился на основе 6 % глинистой суспензии В качестве стабилизатора использовался полимер на основе эфиров целлюлозы в концентрации 0,3 % вес Снижение плотности «вспененного» раствора до 850-900 кг/м3 производили обработкой ОТП (0,2 % вес )

4 6 8 10 12 Избыточное давление (Р), МПа -♦— базовый раствор -е- вспенненый раствор

Рис 2 Динамика уменьшения объема раствора (А V) в ячейке РУТ с ростом избыточного давления (Р)

0 200 400 600 800 1000 1200 Градиент скорости сдвига (у), обрат секунд I - "базовый" раствор, II - "вспененный" раствор

30 градусов 80 градусов

Рис 3 Реологическая характеристика "базового" и "вспененного" растворов

Исследования сжимаемости приготовленных модельных «базового» и «вспененного» растворов проводили с помощью установки «Chandler модель 4268 ES» с ячейкой PVT объемом 200 мл при температуре + 25 °С Ячейка PVT, оборудованная электронной системой сбора данных обеспечивала возможность оценки степени увеличения плотности путем измерения уменьшения объема раствора (Д V) Экспериментально установлено скачкообразное повышение плотности при избыточном давлении 1,3 МПа, которое было отмечено уменьшением объема «вспененного» раствора в ячейке PVT на 5 % Для сравнения объем «базового» раствора в этих условиях уменьшился на 1,8 % Дальнейшее повышение избыточного давления в ячейке PVT до 10 МПа сопровождалось стабилизацией объема обоих растворов (рисунок 2) Полученные данные уточняют критический диапазон избыточных давлений, отмеченный в работах Та-гирова К М при изучении аномальности объемного уменьшения трехфазной пены в стволе скважины Геометрические исследования модельных растворов проводили на ротационных вискозиметрах с программным управлением Исследованиями на восьмискоростном вискозиметре OFITE-900 с термоячейкой установлено, что увеличение температуры «базового» и «вспененного» растворов с 25 °С до 80 °С мало сказывается на их реологической характеристике в диапазоне градиентов скорости сдвига (у) 400 - 600 с"1 и 100 - 300 с'1 соответственно (рисунок 3) Отмечено, что при низких у влияние температуры в большей степени сказывается на реологии «базового» раствора, а при высоких у наоборот - «вспененного» раствора При низких у увеличение температуры приводит к росту напряжений сдвига (т), а при высоких у наоборот - к снижению х Установлено, что вспенивание «базового» раствора приводит к уменьшению г на всем диапазоне у (от 5,1"' до 1022 с'1) Дальнейшие реометрические исследования продолжили при температуре 25 °С с помощью реометра «Chandler модель 7400 НРНТ» при избыточном давлении от 0,6 МПа от 20 МПа Обработкой экспериментальных данных по модели Гершеля - Балкли было установлено, что увеличение давления практически не сказывается на показателе нелинейности (п) Динамическое напряжение сдвига (го) с увеличением избыточного дав-

ления с 0,6 МПа до 5 МПа уменьшается с 49 дПа до 42 дПа для «базового» раствора, и с 29 дПа до 23 дПа для «вспененного» раствора Дальнейшее увеличение давления до 20 МПа приводит к уменьшению ц, соответственно в 3,5 и 1,5 раза На реометре «Chandler модель 7400 НРНТ» в диапазоне скорости сдвига от 5 до 1021 обратных секунд было проведено 80 измерений г при различных значениях избыточного давления При обработке этих данных по модели Гер-шеля-Балкли (т = т0 + Куп) были получены следующие реологические зависимости

- для «базового» раствора т= 48,15 + 0,35 /°'87 (R2= 0,95),

- для «вспененного» раствора т= 27,49 + 1,3 /°68 (R2= 0,99)

Анализ реологической характеристики «базового» и «вспененного» растворов, показывает, что за счет обработки «базового» раствора омыленным таловым пеком показатель п уменьшается на 30 % Экспериментально установлено, что при температуре + 25 °С с уменьшением плотности от 1030 кг/м3 до 700 кг/м3 за счет аэрации удельное электрическое сопротивление бурового раствора увеличивается на 20 % (с 3,1 до 3,7 Омм)

Стендовыми испытаниями доказано, что применение кавитационной технологии приготовления «вспененного» раствора на основе ОТП и КМЦ позволяет более чем в десять раз уменьшить затраты времени (таблица 2)

Таблица 2 - Сравнительная эффективность способов эмульгирования

бурового раствора

Продолжитель- Снижение плотности бурового раствора, %

ность активации, высокоскоростной миксер кавитационный перемешива-

мин тель

1 мин 0,5 32,5

4 мин 2,5 44,2

8 мин 5,1 44,2

15 мин 17,6 44,2

Примечание Состав бурового раствора глинопорошок -5%, КМЦ-500 -

0,4%, ОТП- 0,5 % Плотность «базового» раствора 1035 кг/м3

Стендовые исследования влияния «вспененного» раствора на проницаемость суперколлектора проведены на установке УИПК-1М при температуре

керна 30-33 °С В качестве насыпного керна был использован песчаный материал с фракционным составом обеспечивающим его проницаемость в пределах 0,18—0,44 мкм2 Исследования показали, что применение эмульгированного раствора обеспечивает полное восстановление проницаемости кернового материала, но отмечен случай ухудшения проницаемости при использовании в качестве эмульгатора эмультала Для сравнения проведены исследования фильтрата бурового раствора после его деэмульгирования Установлено, что такой фильтрат обеспечивает необходимое восстановление проницаемости (90 %), но его проникновение в поровое пространство керна происходит при репрессии 0,05 МПа Аэрация раствора позволяет увеличивать предельную величину репрессии в 60 раз, что подтверждает наличие блокирующей способности эмульгированной полимерглинистой системы на основе КМЦ и ОТП

Исследованиями выполненными РАМН (институт «Экология человека и гигиена окружающей среды» им Сысина АН) доказана низкая токсичность облегченного раствора Раствор отнесен к 4 классу опасности и охарактеризован как малоопасное вещество (гигиеническое заключение № 77 99 4 515 П 16830 12 00)

Опытно-промысловые испытания облегченного бурового раствора проведены при бурении скважин 420 3 Ямбургского, 1142 3, 1143 1, 1143 2 Уренгойского месторождений В качестве ПАВ для аэрации раствора при бурении скважины № 420 3 был использован карболигносульфонат пековый (КЛСП), а при бурении скважин № 1143 1, 1143 2 - эмультал Анализ промысловых данных показал, что применение ПАВ обеспечивает необходимую степень аэрации (до 10 %) полимерглинистого раствора, при этом снижается показатель фильтрации (на 0,5-0,6 см3/30мин) Замеры реологических параметров бурового раствора (скв № 1142 3 УГКМ) показали, что эмульгированная система имеет отличительные свойства - низкую пластическую вязкость 9—11 мПа с, при высоких значениях динамического напряжения сдвига 50-65 дПа Показатель нелинейности находился в пределах 0,4—0,5 Качество вскрытия пласта ПК1 оценивалось по дебиту газа, полученному во время гидродинамических исследований

на штуцере одного размера Результаты гидродинамических исследований свидетельствуют о незначительном изменении дебита скважины в зависимости от типа бурового раствора и косвенно подтверждают способность высокопроницаемого коллектора к "самоочистке" от загрязнений призабойной зоны пласта

Опытно-промысловые испытания облегченного раствора продолжены Ямбургском ГКМ (скважина № 120 3) в интервале бурения под хвостовик (1309 - 1423 м) Перед вскрытием продуктивного пласта был заготовлен новый полимер-глинистый буровой раствор Параметры «свежего» раствора составляли плотность 1080 кг/м3, вязкость 30-32 с, фильтрация 4,2 см3/30мин Затем буровой раствор был обработан ОТП в количестве 400 кг Эмульгатор вводился в буровой раствор в виде 15 % водного раствора Общий объем циркулирующего бурового раствора составил 80 м3 Параметры бурового раствора после обработки составляли плотность 1000 кг/м3, вязкость 35 с, фильтрация 3,8 см3/ЗОмин Для дальнейшего уменьшения плотности введено еще 100 кг ОТП в виде 15 % водного раствора После этого параметры бурового раствора составили плотность 890 кг/м3, вязкость 36 с, фильтрация 3,5 см3/ЗОмин, СНС1/10 -10/12 В процессе разбуривания продуктивного пласта раствор обрабатывался КМЦ в количестве 300 кг Для контроля плотности промывочной жидкости использовался модифицированный поплавковый ареометр АБР-1 Опытно-промысловыми работами на скважине № 120 3 Ямбургского ГКМ, доказано, что применение облегченного раствора (плотность 890 кг/м3) обеспечило возможность безаварийной проводки горизонтального ствола (80 град) с проектной протяженностью 114 метров За время бурения, геофизических исследований ствола, спуска хвостовика (5 суток) обвалообразований стенок скважины не отмечено

В четвертом разделе изложены результаты реализации основных положений диссертационной работы в практике проектирования и строительства скважин

На основе обобщения и анализа результатов экспериментальных исследований и данных опытно-промысловых работ разработан нормативный доку-

мент (регламент) по технологии применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов с АНПД на Уренгойском и Ямбургском ГКМ В регламенте изложены геолого-технические условия применения облегченного бурового раствора, приведены технологические требования к качеству промывочной жидкости и выделены особенности обоснования плотности эмульгированной полимерглинистой системы на водной основе и способ его контроля Состав бурового раствора использован при разработке ПСД на строительство скважин на Ямбургском ГКМ (ГРП № 148/03-72-Э) В 2007 году на продуктивный объект ПК] (УКПГ 1, 6 Ямбургского ГКМ) с использованием разработанного бурового раствора низкой плотности пробурено 26 газовых скважин Разработана схема контроля качества потребляемых компонентов буровых растворов, которая увязывает прохождение продукции от ее производства до поступления на место производства буровых работ Основными положениями этой схемы являются добровольная сертификация продукции на стадии заключения договора на поставку, приемочный контроль на стадии отгрузки продукции на месте ее производства, входной контроль поступившей продукции у потребителя, требования к упаковке, обеспечивающей сохранность продукции при транспортировке до буровых и хранении на кустовых площадках Основные положения по контролю качества компонентов разработанного состава бурового раствора использованы в разработке СТО Газпром РД 2-3 2-1442005, СТО Газпром 2-3 2-106-2007, которые введены в действие и внедрены в практике проектирования и строительства скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Показано, что в условиях высокой проницаемости коллекторов проводка горизонтального ствола осложняется резко отличающимися (в 2,5 — 3,5 раз) поровым и пластовым давлениями и необходимостью применения «вспененных» буровых растворов

2 Отмечена малоизученноеть и сложность применения «вспененных» буровых растворов для этих условий Доказано, что для приготовления и управления свойствами таких растворов могут быть использованы пенообра-зующие реагенты и пеногасители Проведен анализ современного состояния изученности управления пенообразованием и пеногашением путем химической обработки буровых растворов

3 Исследовано 30 лигносульфонатных реагентов импортного и отечественного производства, обоснована их сравнительная эффективность для управления фильтрационными и вязкостными свойствами пресных и минерализованных растворов

4 Отмечено, что сложность физико-химических процессов ценообразования буровых растворов затрудняет выбор типа и характеристику пеногасите-ля «вспененных» растворов Установлено, что большинство исследованных пе-ногасителей не обладают «универсальностью» даже по восстановлению плотности буровых растворов, отличающихся по компонентному составу

5 Установлен оптимальный перечень показателей технической характеристики лигносульфонатов и пеногасителей Для лигносульфонатов регламентированы новые показатели качества - «степень разжижения» глинистых высокоструктурированных растворов, показатели статической и динамической фильтрации минерализованных растворов в забойных условиях Обоснованы новые показатели качества пеногасителей, в том числе учитывающие их реологическую и фильтрационную толерантность Регламентированы методы испытаний лигносульфонатов и пеногасителей с использованием метрологически аттестованных МВИ (методик выполнения измерений показателей качества)

6 Обоснованы метрологические нормативы выполнения измерений свойств лигносульфонатов и пеногасителей Разработаны стандарты организации, регламентирующие технические требования и методы контроля качества лигносульфонатов и пеногасителей, обеспечивающие возможность «защиты» буровых предприятий от поставок недоброкачественной продукции путем проведения сертификационных испытаний этих реагентов

7 Показана эффективность повышения качества управления реологическими параметрами минерализованного бурового раствора за счет совершенствования его состава с применением ПАЦ и ГОЭЦ, обладающих реодинамиче-ским эффектом

8 По результатам комплексных исследований обоснован состав «облегченного» бурового раствора на пресной основе Экспериментально доказано, что ОТП и КЛСП в сравнении с эмульталом более эффективно снижают плотность раствора с образованием мелкоячеистой структуры, обладающей псевдопластичными свойствами На основе результатов сравнительных исследований показана перспективность применения реагента «Аэроник» в качестве компонента облегченного раствора

9 Доказана эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов в сравнении с традиционной Доказана блокирующая способность «вспененного» раствора, обеспечивающая сохранение фильтрационно-емкостных свойств коллектора ПК1 Экологическими исследованиями установлена низкая токсичность «вспененного» раствора на основе КМЦ и ОТП (4 класс опасности)

10 Проведены опытно-промысловые испытания облегченного раствора при строительстве пяти скважин Ямбургского и Уренгойского месторождений Анализом гидродинамических исследований установлено, что по качеству вскрытия пласта, облегченные растворы на пресной основе не уступают ин-вертно-эмульсионным растворам на основе нефти

11 Разработаны и внедрены в практику проектирования и строительства скважин нормативные документы по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю технологических свойств и качества их компонентов Технологическая эффективность применения облегченных растворов доказана при строительстве 26 скважин на УКПГ 1, 6 Ямбургского ГКМ пластовое давление на которых в 2007 году снизилось до 46 % от гидростатического

Основные положения диссертационной работы нашли отражение в следующих печатных работах:

1 Исаев С П Исследование механодеструкции полимеров в скоростном потоке минерализованных буровых растворов /С П Исаев, Н Г Кашка-ров, О В Шумилкина// Бурение и нефть - 2007 -№ 3 - С 14-18

2 Исаев С П Сертификационные испытания эфиров целлюлозы и крахмала для применения в составе пресных, минерализованных буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «Газпром» /СП Исаев, НГ Кашкаров, НН Верховская// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» - 15-18 мая 2007 - С 205-206

3 Исаев С П Опытно-промысловые испытания облегченного бурового раствора на основе низковязкого полисахарида при строительстве газовых скважин на Ямбургском ГКМ /С П Исаев, Н Г Кашкаров, А В Ста-духин// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» -15-18 мая 2007 -С 203-204

4 Исаев С П Экспериментальная оценка эффективности эфиров целлюлозы при длительной циркуляции бурового раствора /С П Исаев, Н Г Кашкаров, О В Шумилкина// 11-ая международная научно-техническая конференция «Эфиры целлюлозы и крахмала синтез, свойства, применение» ЗАО «Полицелл» - 15-18 мая 2007 - С 210-212

5 Исаев С П Исследование механизма реодинамического эффекта эфиров целлюлозы при высоких напряжениях сдвига в потоке бурового раствора /С П Исаев, Н Г Кашкаров, Р Д Нагимов, О В Шумилкина// Бурение и нефть, № 5 - 2007 - С 27-30

6 Исаев С П Реометрические исследования биодеструкции высоковязких полисахаридных компонентов буровых растворов /С П Исаев, Н Г Кашкаров, Н Н Верховская, С В Сенюшкин// Бурение и нефть, № 6 - 2007 -С 23-27

7 Исаев С П Исследования плотности и реологии «вспененных» по-лимерглинистых буровых растворов в забойных условиях// Бурение и нефть, № 8 - 2007 - С 12-16

8 Исаев С П Современное состояние применения лигносульфона-тов, пеногасителей и оценка их эффективности в составе буровых растворов /СП Исаев, Н Г Кашкаров, Н И Верховская, С В Сенюшкин // Научно-техн обзор инф , серия Бурение газовых и газоконденсатных скважин — М ИРЦ Газпром, 2007 - 81 с

9 Исаев С П Исследование точности выполнения измерений технологических параметров буровых растворов /С П Исаев, Н Г Кашкаров, Н Н Верховская, Р В Плаксин, С В Сенюшкин// Сб науч тр - Тюмень ООО «ТюменНИИгипрогаз», СПб Недра, С-Петербургское отделение -

2007 - С 140-146

Соискатель

СП Исаев

Издательство "Вектор Бук" Лицензия ЛР № 066721 от 06 07 99 г

Подписано в печать 04 09 2007

Формат 60x84/16 Бумага офсетная Печать Riso Уел печ л 1,44 Тираж 100 экз Заказ 231

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06 07 2000 г

625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452) 46-54-04, 46-90-03

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Исаев, Сергей Петрович

ВЭЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ТЕНДЕНЦИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

1.1 Литологоминералогическая характеристика геологического разреза и эксплуатационные свойства пласта ПК).

1.2 Анализ опыта и особенности вскрытия продуктивного горизонта с низким пластовым давлением.

1.3 Тенденция совершенствования буровых растворов при строительстве горизонтальных скважин.

1.4 Обоснование цели и постановка задач исследований.

2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ПЛОТНОСТЬЮ БУРОВОГО РАСТВОРА.

2.1 Анализ изученности механизма пенообразования и методов пеногашения.

2.2 Методика экспериментальных исследований лигносульфонатов и пеногасителей.

2.3 Экспериментальные исследования влияния лигносульфонатов и пеногасителей на технологические параметры буровых растворов.

2.4 Выводы.

3 РАЗРАБОТКА СОСТАВА ОБЛЕГЧЕННОГО БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ В «ИСТОЩЕННОМ» СУПЕРКОЛЛЕКТОРЕ.

3.1 Исследования деструкции полимерных компонентов буровых растворов.

3.2 Экспериментальное обоснование состава «вспененного» бурового раствора и сравнение его с аналогами.

3.3 Исследование «вспененного» бурового раствора в забойных условиях при вскрытии пласта.

3.4 Опытно-промысловые испытания буровых растворов.

3.5 Выводы.

L ВНЕДРЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В ПРАКТИКУ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

4.1 Разработка технологии применения облегченных буровых растворов. i 4.2 Разработка схемы контроля качества потребляемых компонентов буровых растворов. 4.3 Анализ результатов применения «вспененных» буровых растворов при проектировании и строительстве газовых скважин.

4.4 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка облегченных буровых растворов для горизонтального бурения коллекторов с аномальными пластовыми условиями"

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию общей площадью около 2,5 млн. квадратных километров. Большинство залежей нефти и газа в этом регионе (до 98 %) приурочено к трём комплексам: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому. Более 85 % разведочных запасов газа заключено в чисто газовых залежах. При этом основные газовые месторождения приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу северных районов. Сеноманский продуктивный комплекс содержит около двух третей запасов газа промышленных категорий Надым-Пур-Тазовского региона.

Наращивание объемов добычи газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона для народно-хозяйственного потребления и экспортных поставок осложняется тем, что в эксплуатирующихся сеноманских отложениях наметилась тенденция снижения пластового давления. Одним из решений задачи роста объема добычи углеводородного сырья на месторождениях с падающим пластовым давлением является строительство дополнительных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием. Геолого-технические сложности заканчивания таких скважин обусловлены аномально низким пластовым давлением, широким диапазоном проницаемости коллекторов, литологической неоднородностью продуктивного пласта, наличием зон с аномально высоким поровым давлением. В этих условиях особые требования предъявляются к технологии промывки и буровым растворам, обеспечивающих качество проводки горизонтального ствола и качество вскрытия высокопроницаемого продуктивного пласта. Известные технологические решения для вскрытия «истощенных» коллекторов (буровые растворы на основе углеводородов и афронов, пены низкой плотности и бурение на депрессии, в том числе с герметично замкнутой циркуляцией) требуют реализации сложных технических и экологических мероприятий. Реализация таких мероприятий сопровождается значительными затратами времени и средств, отрицательно сказывается на себестоимости добываемой продукции, а для условий буровых работ на Уренгойском и Ямбургском ГКМ является экономически не оправданной.

В связи с этим цель работы сформулирована следующим образом: (Повышение эффективности горизонтального бурения газовых скважин I путем разработки и применения буровых растворов низкой плотности на водной основе, предупреждающих загрязнение суперколлектора и обеспечивающих сохранение устойчивости стенок скважин в породах с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями. ! Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на апт-сеноманский комплекс продуктивных отложений Уренгойского и Ямбургского ГКМ в условиях падающих пластовых давлений.

2. Анализ современного состояния практики применения и тенденций совершенствования буровых растворов для строительства горизонтальных скважин.

3. Экспериментальные исследования высокомолекулярных реагентов, лигносульфонатов, пеногасителей для выбора компонентов облегченного бурового раствора, обеспечивающих эффективное управление его плотностью и реологическими показателями.

4. Экспериментальное обоснование состава бурового раствора, способа его приготовления с учетом сохранения фильтрационно-емкостных свойств суперколлектора и экологической безопасности строительства скважины.

5. Опытно-промысловые испытания облегченных буровых растворов при бурении горизонтальных стволов в суперколлекторе ПК] с резко отличающимися пластовым и поровым давлениями.

6. Разработка нормативных документов по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю их технологических параметров при проводке горизонтальных стволов в сложнопостроенном продуктивном горизонте ПК].

7.,' Разработка нормативных документов по организации контроля

I . качеству, поставляемых компонентов облегченных буровых растворов для производства буровых работ на месторождениях, расположенных в районах Крайнего Севера.

Научная новизна

1. Экспериментально обоснован способ управления псевдопластичными свойствами пресного бурового раствора путем его обработки ПАВ на основе омыленных жирных смоляных кислот.

2. Экспериментально доказано, что действие механодеструкции полимерных компонентов усиливается биодеструкцией и сопровождается резким изменением реологических свойств бурового раствора.

3. Экспериментально доказана эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов на основе лигносульфонатов и омыленных жирных смоляных кислот.

Практическая ценность

1. Для бурения горизонтальных стволов в высокопроницаемых сеноманских отложениях с аномальными поровым и пластовым давлениями разработаны составы пресных буровых растворов низкой плотности, обладающих псевдопластичными свойствами.

2. Для управления технологическими параметрами буровых растворов предложены новые отечественные лигносульфонатсодержащие реагенты, поверхностно-активные вещества на основе омыленных жирных смоляных кислот, полимеры на основе эфиров целлюлозы и пеногасители.

3. Разработаны составы облегченных минерализованных растворов на основе формиатов и поташа для вскрытия заглинизированных коллекторов. Управление технологическими свойствами минерализованных растворов производится новым реагентом «Аэроник» и полианионной целлюлозой, обладающей реодинамическим эффектом в скоростных потоках при солевой агрессии жидкой фазы облегченного бурового раствора.

4. Для приготовления «вспененных» систем рекомендована кавитационная технология, обеспечивающая кратное снижение затрат времени на приготовление пресных и минерализованных буровых растворов низкой плотности. 5. Дана сравнительная оценка эффективности лигносульфонатных реагентов и пеногасителей, обеспечивающая возможность объективного выбора химических реагентов для управления плотностью «вспененных» буровых растворов и их реологической характеристикой. 6. Для реализации механизма защиты буровых организаций от поставок недоброкачественной продукции, разработана схема контроля качества компонентов облегченных буровых растворов, включающая сертификацию, приемочный контроль, входной контроль и требования к упаковке, обеспечивающей сохранение качества продукции при транспортировке и хранении.

7. Основные положения диссертационной работы внедрены в практику проектирования и строительства газовых скважин путем включения в следующие нормативные документы ОАО «Газпром» :

- СТО Газпром 2-3.2-144-2005 «Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования»;

- СТО Газпром 2-3.2-106-2007 «Пеногасители буровых растворов. Технические требования»;

- РД 00158758-251-2000 «Технологический регламент применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ».

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- 11-ой Международной конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала: Синтез, свойства, применение» (май 2007 г., г. Владимир);

- / 2-ой Международной научно-практической конференции

I .

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (май 2007 г., г. Анапа);

- RAO/CIS OFFSHORE 2007 «Международная конференция и выставка по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (сентябрь 2007 г., г. Санкт-Петербург);

- заседаниях научно-технических советов ООО «Бургаз», Ф «Тюменбургаз»;

- заседании секции «Бурение скважин» Ученого совета ООО «ТюменНИИгипрогаз»;

- заседаниях кафедры бурения ТюмГНГУ и НИПИ ТСС.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Исаев, Сергей Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показано, что в условиях высокой проницаемости коллекторов проводка горизонтального ствола осложняется резко отличающимися (в 2,5 -3,5 раз) поровым и пластовым давлениями и необходимостью применения «вспененных» буровых растворов.

2. Отмечена малоизученность и сложность применения «вспененных» буровых растворов для этих условий. Доказано, что для приготовления и управления свойствами таких растворов могут быть использованы пенообразующие реагенты и пеногасители. Проведен анализ современного состояния изученности управления пенообразованием и пеногашением путем химической обработки буровых растворов.

L Исследовано 30 лигносульфонатных реагентов импортного и отечественного производства, обоснована их сравнительная эффективность для управления фильтрационными и вязкостными свойствами пресных и I минерализованных растворов. 4. Отмечено, что сложность физико-химических процессов пенообразования буровых растворов затрудняет выбор типа и характеристику пеногасителя «вспененных» растворов. Установлено, что большинство исследованных пеногасителей не обладают «универсальностью» даже по восстановлению плотности буровых растворов, отличающихся по компонентному составу.

5. Установлен оптимальный перечень показателей технической характеристики лигносульфонатов и пеногасителей. Для лигносульфонатов регламентированы новые показатели качества - «степень разжижения» глинистых высокоструктурированных растворов, показатели статической и динамической фильтрации минерализованных растворов в забойных условиях. Обоснованы новые показатели качества пеногасителей, в том числе учитывающие их реологическую и фильтрационную толерантность. Регламентированы методы испытаний лигносульфонатов и пеногасителей с использованием метрологически аттестованных МВИ (методик выполнения измерений показателей качества).

6. Обоснованы метрологические нормативы выполнения измерений свойств лигносульфонатов и пеногасителей. Разработаны стандарты организации, регламентирующие технические требования и методы контроля качества лигносульфонатов и пеногасителей, обеспечивающие возможность «защиты» буровых предприятий от поставок недоброкачественной продукции путём проведения сертификационных испытаний этих реагентов.

7. Показана эффективность повышения качества управления реологическими параметрами минерализованного бурового раствора за счет

•г ' совершенствования его состава с применением ПАЦ и ГОЭЦ, обладающих

I , реодинамическим эффектом.

8. , По результатам комплексных исследований обоснован состав «облегченного» бурового раствора на пресной основе. Экспериментально доказано, что ОТП и КЛСП в сравнении с эмульталом более эффективно снижают плотность раствора с образованием мелкоячеистой структуры, обладающей псевдопластичными свойствами. На основе результатов сравнительных исследований показана перспективность применения реагента «Аэроник» в качестве компонента облегченного раствора.

9. Доказана эффективность кавитационной технологии приготовления облегченных буровых растворов в сравнении с традиционной. Доказана блокирующая способность «вспененного» раствора, обеспечивающая сохранение фильтрационно-емкостных свойств коллектора ПК1. Экологическими исследованиями установлена низкая токсичность «вспененного» раствора на основе КМЦ и ОТП (4 класс опасности).

10. Проведены опытно-промысловые испытания облегченного раствора при строительстве пяти скважин Ямбургского и Уренгойского месторождений. Анализом гидродинамических исследований установлено, что по качеству вскрытия пласта, облегченные растворы на пресной основе не уступают инвертно-эмульсионным растворам на основе нефти.

11. Разработаны и внедрены в практику проектирования и строительства скважин нормативные документы по приготовлению, химической обработке облегченных буровых растворов и контролю технологических свойств и качества их компонентов. Технологическая эффективность применения облегченных растворов доказана при строительстве 26 скважин на УКПГ 1, 6 Ямбургского ГКМ пластовое давление на которых в 2007 году снизилось до 46 % от гидростатического.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Исаев, Сергей Петрович, Тюмень

1. Крылов Г.В. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.В. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов; отв. редактор О.Н.I

2. Ермилов //. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - 392 с.i 2 Хафизов Ф. 3. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. — М.: Недра, 1991. — 263 с.

3. Масленников В. В., Ханнанов 3. Д. Группирование пород коллекторов для достоверной оценки пористости при неравномерном выносе керна. НТС Геология нефти и газа. — М.: Известия, 1978, № 9, с. 14 —17

4. Масленников В. В., Крылов Г. В., Маслов В. Н., Лапердин А. Н., Меркушев М. И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. — Уфа: УГНТУ, 2000. — 220 с.

6. Отв. исполн. В.В. Масленников. Исследование вопроса образования песчано-глинистых пробок на забоях эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения и рекомендации по их предотвращению. Отчет о НИР ТюменНИИгипрогаз. — Тюмень, 1975. — 22 с.

7. Масленников В. В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений. — М.: Недра, 1993

8. Шианнезини Дж. Ф. Причины широкого распространения горизонтального бурения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 3, 1989. С. 6-12.

9. Махони Б.Дж. Рост объемов горизонтального бурения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 10,1988.

10. Харрисон X. Мировой опыт успешного горизонтального бурения. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 3,1989. С. 15-22.

11. Море С. Успешное бурение горизонтальных скважин. Petroleum Engineer International, № 9,1987. 59 с.

12. Чандел В Горизонтальное бурение: новое использование перспективного метода. World Oil, №6,1986. V 202.

13. Горизонтальные скважины в штате Онтарио (США). Enhanced Recovery Week, № 8,1986. С. 4- 5.

14. Горизонтальное бурение скважин (штат Мичиган, США) // Oil and Gas 1986 v 84 №23

15. Дж Бозио. Горизонтальное бурение. International pet role informational, № 1,1984.-С. 1-7.

16. Карлов В.П Оболенцев Н.В Лаврова Т. А. Богданов B.C. Технологические аспекты бурения наклонно горизонтальных скважин в странах СНГ и за рубежом - М: ИРЦ «Газпром», обз. информ. сер: Бурение газовых и газоконденсатных скважин, 1994. - 71 с.

17. Бард Б. Промывочные жидкости и буровые растворы это ключевая проблема при бурении сильно отклоненных скважин. Petroleum Engineer Mut, № 2, февраль 1988 v. 60. - С. 24-26.

18. Сихьюлт М. Применение биополимерных растворов для проводки горизонтальных скважин. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 1, 1990. С. 16-21.

19. ВРД 39 1.8 - 045 - 2001 Методика по выбору реологических свойствiбуровых растворов и технологии очистки горизонтальных скважин- М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001. 16 с.

20. Лаврентьев B.C. и др. Очистка ствола горизонтальной скважины. Газовая промышленность, № 1,1998. С. 41-42, 80.

21. Winchester D и др. Загущенный СаСЬ, буровой раствор облегчает бурение горизонтальных скважин. World Oil, № 9,1999. С. 69-73.

22. Паньков А.И., Вахрушев Л.П. Беленко Е.В. Особенности поведения и применения полиалкиленгликолей для химической обработки буровых растворов. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 1, 1999.-С. 21-24.

23. Иванников В.И. Иванников И.В. Промывка горизонтальных скважин при бурении. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 4-5,1999.-С. 12-16.

24. Гусейнов Т.И., Кязимов Э.А., Назаров Р.А. Опыт применения эмульсионного бурового раствора при бурении горизонтальной скважины. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 6-7, 2000. -С. 18-20.

25. Андерсон Б.А., Бочкарев Г. П., Гилязов P.M. Буровые растворы для бурения дополнительных стволов скважин. Сборник научн. тр. Баш НИИ по переработке нефти, № 103,2000. С.142-148.

26. Крецул В.В. Крылов В.И. Особенности технологии промывки горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, № 6,2001. С. 36-40.

27. Рябченко В.И. К вопросу о контроле буровых растворов для горизонтального и наклонного бурения. Строительство нефте-газовых скважин на суше и на море, № 3,2002. С. 19-21.

28. Логачев Ю. JL, Михарев В.В. Выбор реологических характеристик буровых растворов для облегчения эффективности очистки ствола с большим зенитным углом. Строительство нефте-газовых скважин на суше и на море, № 6,2002.-С. 29-33.

29. Применение ингибированных промывочных жидкостей для обеспечения устойчивости стенок скважины. 3-й Конгресс нефтегазопромышленников России. «Проблемы нефти и газа». Уфа: 23 - 25, Научные труды Уфа Реактив, 2001. - С. 111-112.

30. Цуля И.В. Влияние состава и свойств буровых растворов на устойчивость стенок скважин. Межрегиональная научная конференция «Севергеоэкотех 2001г». - Ухта: 21-23 Марта, Тезисы докладов, Ухта: изд -воУГТУ,2001.-С. 60-61.

31. Дудник В.В. Определение показателя нелинейности бурового раствора, необходимого для удовлетворительной очистки ствола наклонной скважины в зависимости отразмеров выносимого шлама. Объед. научн. ж., № 33,2002.-С. 67-70.

32. Дудник В.В. Особенности перемещения выбуренной породы в наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Межрегиональная научная конференция «Севергеоэкотех 2002г» Ухта, 19-21 Марта, Тезисы докладов Ухта: изд - во УГТУ, 2001. - С. 79-80.

33. Дудник В.В. Физическое моделирование наклонных участков скважины в лабораторных условиях. Обьед. научн .ж, № 32,2002. С. 79-81.

34. А.И. Пеньков, Вахрушев JI. П. Новые отечественные полисахаридные реагенты для бурения скважин. Строительство нефте-газовых скважин на суше и на Jope,№8,1998.

35. Лихушин A.M. Технология очистки ствола наклонно направленной скважины от шлама при бурении в осложненных условиях. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. по специальности 05.15.10. -Ставрополь: 1999. - 26 с.

36. Бастриков С.Н. Проектирование и строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной сибири Автореферат на соискание ученой степени д.т.н. Восток-Баку: 2000. - 50 с.

37. Тимофеев Н.С., Вучин Р.Б. Яремийчук Р.С. Усталостная прочность стенок скважины. М.: Недра, 1972. - 201 с.

38. Новиков В. С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. -М.: Недра, 2000. -270 с.

39. Зозуля В.П. Обеспечение устойчивости ствола и герметизация заколонного пространства глубоких скважин в глиносодержащих породах. Автореферат диссертации на соиск. Ученой степени д.т.н., 2002. 57 с.

40. Кашкаров Н.Г., Верховская Н.Н., Шумилкина О.В. Механодеструкция полимерных реагентов при высоконапорном истечении из насадок годроперфоратора.

41. Н. Кашкаров, С. Сенюшкин. Экспериментальные исследования определения динамического напряжения сдвига в условиях неопределенности реологической модели бурового раствора. Бурение и нефть, № 9, 2006. С. 1820.

42. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996. - 183 с.

43. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: «Летопись», 2005. - 664 с.

44. Скальская У.Л. Исследования в области пеногашения промывочных жидкостей. М.: ВНИИЭНГ, 1968. - 36 с.

45. Беликов Г.В. Разработка и совершенствование средств и методов предупреждения и ликвидации пенообразования буровых растворов. Ивано-Франковский институт нефти и газа. Канд. дисер. 154 е., табл. 22,14.06.83.

46. Гаврилов Б.М. и др. Сравнительная оценка противовспенивающей активности ПАВ в производстве порошкообразных лигносульфонатных реагентов. Промывка скважин. Краснодар: 1989. - С. 110-114.

47. Коваленко В.И. и др. Разрушение пен при бурении геологоразведочных скважин. М., 1988. - С. 2-3.

48. Зонтаг Г., Штреге Г. Коагуляция и устойчивость дисперсных систем. Пер. с немец. Л.: Химия, 1973. - С. 99-129.

49. Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. Химия, 1967.-С. 259.

50. D. Exerowa, A. Sceludko. International Kongress fur gzenzflachenactive Stoffe. Brussel, Bd. 2,1964.- 1097 s.

51. A. Sceludko. Proc. nederl. Acad. Wetensch, ser. В 65,87,1962.

52. Ребиндер П.А. Поверхностно-активные вещества. Знание, 1961.

53. Бережной А.И., Дегтев Н.И. Дегазация промывочных растворов в бурении. М.: Гостоптехиздат, 1963.

54. Нифантов В.И. и др. К вопросу о способах разрушения пен. Сб. науч. тр. Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М.: Из-во ВНИИгаз; Ставрополь: Из-во СевКавНИПИгаз, 1999. - С. 93-98,253.

55. Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения в осложненныхjусловиях. М.: Гостоптехиздат, 1963.

56. Кистер Э.Г. Глинистые растворы и глинохозяйство за рубежом. -ГОСЙНТИ. М.: 1960.

57. Баранов B.C. Зависимость возникновения осложнений при буренииiскважин. ННТ. Нефтепромысловое дело, вып.9. ЦИМТнефть. - 1952.

58. Войцеховский А.П. и др. Применение кальцевой соли нафтеновых кислот в качестве пеногасителя при бурении скважин. НТС. сер. Бурение, вып.11. ЦНИИТЭнефтегаз. - 1963.

59. Бережной А.И. и др. Исследование пеногасящих свойств полиорганосилоксановых соединений. Известия вузов сер. «Нефть и газ», 1964. № 3.

60. Склярская Л.Б., Скальская У.Л. Новые пеногасители. Промывочные жидкости в бурении. М.: ВНИИОЭНГ, 1966.

61. Байда Ю.В. Применение технического животного жира для пеногашения глинистых растворов. Реф. сб.: Разработка и эксплуатация газовых скважин и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром. -1972,-№7, С. 25-29.

62. Галян Д.А. и др. Пеногасители для глинистых суспензий. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, № 6,1975.

63. Липкес М.И. и др. Совершенствование методов пеногашения буровых растворов. Тр. ВолгоградНИПИнефть, вып. 20,1973.

64. Малеванский В.Д., Охрименко Е.П. Сравнительные лабораторные испытания активности антивспенивателей глинистых растворов обработанных КССБ. Нефтяное хозяйство, № 2,1968. С. 19-22.

65. А. с. 998487 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель для буровых растворов / Хейфец И.Б. и др. Заявлено 22.10.81; Опубл. 23.02.83, Бюл. № 7.■ • 167

66. А. с. 1081195 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель для буровых растворов / Павлик П.Е. и др. Заявлено 06.08.82.

67. А. с. 1234411 СССР, МКИЗ С 09 К 7/02. Пеногаситель для буровых растворов / Аверкин А.Г. и др. Заявлено 18.09.84; Опубл. 1986, Бюл. № 20.

68. А. с. 1320219 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель для буровых растворов / Токунов В.И. и др. Заявлено 26.09.85; Опубл. 1987, Бюл. № 24.

69. А. с. 1445753 СССР, МКИЗ В 01 Д 19/04. Способ пеногашения буровых растворов / Кучер Р.В. и др. Заявлено 07.04.86; Опубл. 23.12.88, Бюл. № 47.

70. А. с. 872540 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель буровых растворов / Склярская Л.Б. и др. Заявлено 17.09.79; Опубл. 1981, Бюл. № 38.

71. А. с. 1106827 СССР, МКИЗ С 09 К 7/02. Способ обработки буровых растворов / Харив И.Ю. и др. Заявлено 31.01.79; Опубл. 1984, Бюл. № 29.

72. Токунов В.И. и др. Новый реагент МАС-200 для буровых растворов. Нефтяное хозяйство, № 6,1979. С. 63-66.

73. Ильин Г.А., Сизов Б.Н. Дегазация утяжелённого бурового раствора аэросилом. Газовая промышленность, № 9,1988. С. 59.

74. Бачериков А.В. и др. Оценка эффективности нового реагента для предупреждения вспенивания буровых растворов. Прогресс, технол. освоения нефтяных месторождений Украины и Белоруссии. УкргипроНИИнефть. -Киев: 1990.-С. 93-97.

75. А. с. 994543 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель для буровых растворов / Щукин Н.В. и др. Заявлено 02.09.81; Опубл. 07.02.83, Бюл. № 5.

76. А. с. 1708825 СССР, МКИЗ С 09 К 7/08. Способ обработки буровых растворов / Бачериков А.В. и др. Заявлено 15.08.89; Опубл. 30.01.92, Бюл. № 4.

77. Крысин Н.И. Результаты промышленного применения пеногасителя Т-66 для обработки буровых растворов. Проблемы нефти и газа Тюмени. -Тюмень: № 41,1979. С. 21-23.

78. А. с. 717121 СССР, МКИЗ С 09 К 7/02. Пеногасящий состав / Платонова Я.В. и др. Заявлено 16.03.78; Опубл. 25.02.80, Бюл. № 7.

79. Заявка № 1267286 Великобритания МКИ С 11 D 7/26, 7/32. Антипенные составы. Опубл. 05.03.72.

80. А. с. 595357 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Способ химической1.'обработки буровых растворов / Еремеев Г.Ф., Панов Б.Д. Заявлено 17.04.74; Опубл. 27.03.78.

81. А. с. 13138601 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель буровых и тампонажных растворов / Проскурина Ю.В., Проскурин Л.П. Заявлено 18.07.84; Опубл. 30.05.87, Бюл. № 20.

82. Мутовкин В.И. и др. Эффективность применения противовспенивателя буровых растворов Триксана. Растворы и технологические требования к их свойствам. Краснодар: 1986. - С. 178-183.

83. Кеворков С.А. и др. Опыт применения противовспенивателя буровых растворов «Триксан» в ПО Нижневолжскнефть. Нефтегаз. геол., геофиз. и бурение, № 9. М.: 1985. - С. 18-20.

84. А. с. 1167192 СССР, МКИЗ С 09 К 7/06. Пеногаситель буровых и тампонажных растворов / Проскурина Ю.В., Проскурин Л.П. Заявлено 18.07.84; Опубл. 30.05.87, Бюл. № 20.

85. Антивспениватель. Нефть и нефтехимия за рубежом, № 1,1987.

86. Chen Yi, Xiao Yangchum. Tanknang gongcheng. // Explor Eng. Drill and Tunn, № 1,1992.-C. 14-16.

87. Патент США № 4151101 МКИ С 10 M 1/10. Способ и состав для подавления пенообразования в неводных жидких системах. Опубл. 24.07.79.

88. Матюнин С.В. Борьба с пеной как способ интесификации процесса бурения. Нефтяное хозяйство, № 2,2002. С. 42-43.

89. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-С. 217.

90. Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. - С. 287

91. Яишникова Е.А. Сульфитно-солевые глинистые растворы в условиях глубокого бурения. Азерб.нефтяное хозяйство, № 19,1955.

92. Дедусенко Г.Я., Макарова Т.А. и др. Опыт применения утяжелённых сульфит-солевых растворов. Азерб. Нефтяное хозяйство, № 9,1953.

93. Назарова В.Д. Обзор методов модифицирования лигносульфонатов для химической обработки буровых растворов. В сб. тр. ВНИИБТ, вып.27. М.: Недра, 1971. - С.35 -47.

94. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967.

95. А.с. 1198089 СССР С 09К 7/02.Состав для приготовления реагента -стабилизатора глинистых буровых растворов/ B.C. Шаулов и др. Заявл.02.03.84; опубл. в БИ № 46,1985.

96. А.с. 1252330 СССР С 09К 7/02.Состав для приготовления реагента-стабилизатора глинистых буровых растворов/В.С. Шаулов, Л.В.Медведева.Заявл.04.12.84; опубл.в БИ № 31,1986.

97. А.с. 1186630 СССР С09К 7/02. Способ получения реагента для обработки глинистых буровых растворов. / B.C. Шаулов и др. Заявл.21.05.84; опубл. в БИ№ 39,1985.

98. Медведева Л.В., Шаулов B.C. Об использовании лигносульфонатов натрового основания в производстве реагентов КССБ для обработки буровых растворов. Тр.СевКавНИПИ нефти, вып. № 43,1985. С. 80.

99. Шаулов B.C., Логинов А.И., Медведева Л.В. Тр.СевКавНИПИ НП, № 51,1989.-С. 76 -79.

100. А.с. СССР 1039950 С09 К 7/02. Способ получения реагента для буровых глинистых растворов /Любавская Р.А. и др. 3аявл.23.04.82; опубл.07.09.83 в БИ № 33.

101. Анисимов А.А., Воробьёв Н.М. Повышение эффективности реагентаI

102. Морозов О.А., Баева Л.М. Повышение эффективности действия лигносульфонатных реагентов в буровых растворах. ЭН Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2,1983. С. 11.

103. А.с. 1121283 СССР С09 К 7/04 Способ приготовления лигносульфонатных реагентов / О.М. Морозов, М.К. Чернов. Заявл. 18.04.83; опубл. 30.10.84 в БИ № 40.

104. Морозов О.А., Чернов М.К., Баева Л.М. Возможности модификации лигносульфонатных реагентов. ЭИ Бурение. Отечественный опыт, № 2, 1986. -С. 16.

105. А.с. 908785 СССР С09 К 7/02. Способ химической обработки буровых растворов /Л.М. Баева и др. Опубл. в 1982 БИ № 8.

106. Пат. 89133 СРР С09 К 7/02. Добавка для снижения фильтрации бурового раствора /Mieanu Cheorghe и др. Заявл.22.05.84; опубл. 15.03.86

107. А.с. 1067023 СССР С09 К 7/02. Способ получения реагента для глинистых буровых растворов /Ф.Ф. Можейко и др. 3аявл.23.02.82; опубл. в БИ №2,1984.

108. Пат. 2039074 Россия С09 К 7/02. Реагент-стабилизатор для буровых растворов /Н.М.Прохоров. Заявл.28.02.92; опубл.09.07.95 в БИ № 19

109. Б.М.Гаврилов, Ю.Н.Мойса и др. Новый солестойкий полианионный лигносуль-фонатный химический реагент для буровых растворов. Нефтяное хозяйство, № 4,2000. С.17-18.

110. Chesser B.G., Enring D.P. High -temperature stabilization of drilling fluids with a low -molecular weight polymer/ -J. Petrol Technol., 1980,32 № 6, pp. 950 -956.

111. Заявка 3 200 960 ФРГ С 09K 7/02. Жидкость для бурения. Опубл. 02.09.82.

112. J.A. Neal, Jan M.L. Zdybak, W.G. Bannermann. Lignosulfonate copolymer stabilizes lime mud's. Oil Gaz J., 1985, 25/111, vol. 83, № 12, pp. 118 -122.

113. Пат. 2187530 Россия C09 К 7/02. Реагент для обработки глинистых растворов «Кемфор МСМ», способ его приготовления и способ обработки глинистых буровых растворов /Заявл.09.03.2000; опубл.20.08.2002.

114. Кистер Э.Г. и др. Получение и применение окзила. Тр. ВНИИБТ. Химическая обработка буровых и цементных растворов, вып. № 27. М.: 1971. - С.48-58.

115. Кистер Э.Г., Калиновская Е.А. Физико-химическое исследование хромлигно-сульфонатов. Тр.ВНИИБТ. Химическая обработка буровых и цементных растворов, вып. № 27. М.: 1971. - С.58-70.

116. Пат. 4209409 США С09 К 7/02. Добавки к буровым растворам и способ приготовления буровых растворов, содержащих такие добавки. Опубл. 24.06.84.

117. Лигносульфонатный диспергатор глинистых растворов с использованием ионов железа. ЭИ сер. Газовая промышленность зарубежных стран -М.: ВНИИЭгазпром, вып. № 4,1981. С.8-12.

118. Фалин Л.А., Шумилина Т.А., Утёнок Л.В. Влияние окисленно -заменённых лигносульфонатов на свойства глинистых растворов. Сб. тр.I

119. ВНИГНИ. Оптимизация и совершенствование технологии бурения и испытания поисковых и разведочных скважин. М.: 1984. - С.63 -73.

120. Кошелева Н.В., Коновалов В.К. Железолигносульфонаты -эффективные разжижители слабоминерализованных буровых растворов. -Краснодар: Деп. в ВНИИОЭНГ 11.02.86,1233 нг., 1986. 7 с.

121. СТО Газпром РД 2.1-144-2005 Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования. М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 8 с.

122. СТО Газпром 2-3.2-016-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений массовой доли влаги в глинопорошках. М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 14 с.

123. СТО Газпром 2-3.2-007-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений активности водородных ионов (рН). М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 14 с.

124. СТО Газпром 2-3.2-004-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений условной вязкости на вискозиметре ВП-5. М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 14 с.

125. СТО Газпром 2-3.2-003-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ-6. М.: ИРЦ Газпром, 2005.-15 с.

126. СТО Газпром 2-3.2-008-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации при высоких температурах и давлениях на приборе УИВ-2. М.: ИРЦ Газпром, 2005. -15 с

127. СТО Газпром 2-3.2-106-2007 Пеногасители буровых растворов. Технические требования. М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 14 с.

128. СТО Газпром 2-3.2-002-2005 Буровые растворы. Методика.выполнения измерений плотности пикнометром. М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 11 с.

129. НД 00158758-251-2003 Буровые растворы. Методика выполения измерения реологических параметров на ротационном вискозиметре модели 800 фирмы «OFITE» (США). Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003. - 14 с.

130. СТО Газпром 2-3.2-010-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на минифильтр-прессе фирмы «Baroid» (США). М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 14 с.

131. ТУ 4318-068-00158758-2005. Установка исследования механодеструкции высокомолекулярных соединений УПМ 160. Технические условия. - Тюмень: ООО ТюменНИИгипрогаз, 1997. - 13 с.

132. СТО Газпром РД 2 3.2 - 027 - 2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений показателя механодеструкции водных растворов полимеров.- М.: «ИРЦ Газпром», 2005. - 11 с.

133. Кашкаров Н. Г., Шумилкина О. В., Исаев С. П. Исследования механодеструкции полимеров в скоростном потоке минерализованных буровых растворов. Бурение и нефть, № 3,2007. С. 14-16

134. СТО Газпром РД 2.1 145 - 2005. Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки буровых растворов. Технические требования. - М.: «ИРП - Газпром», 2005. - 14 с.

135. Перечень рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимыхконцентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение. М.: ВНИРО, 1999. -304 с.I

136. Регламент организации работ по охране окружающей среды пристроительства скважин. М.: ОАО Газпром. - 171 с.

137. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Госгортехнадзор РФ, 2003. 312 с.

138. Тиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1963.-274 с.